Uma proposta para o controle automático da repartida de poços operando por gas lift contínuo

Detalhes bibliográficos
Autor(a) principal: Gonzaga, Carlos Alberto Cavichioli
Data de Publicação: 2012
Tipo de documento: Dissertação
Idioma: por
Título da fonte: Repositório Institucional da UFSC
Texto Completo: http://repositorio.ufsc.br/xmlui/handle/123456789/92751
Resumo: Dissertação (mestrado) - Universidade Federal de Santa Catarina, Centro Tecnológico, Programa de Pós-Graduação em Engenharia de Automação e Sistemas, Florianópolis, 2009
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spelling Uma proposta para o controle automático da repartida de poços operando por gas lift contínuoEngenharia de sistemasPoços de petróleo - Gas-liftControle automaticoDissertação (mestrado) - Universidade Federal de Santa Catarina, Centro Tecnológico, Programa de Pós-Graduação em Engenharia de Automação e Sistemas, Florianópolis, 2009A repartida de poços é um procedimento de alta complexidade. Em uma repartida mal executada, a vazão de líquido pode apresentar um comportamento oscilatório com variações bruscas, denominado #golfada severa#, o que é indesejável por diminuir a produtividade; atrapalhar o processo de separação, que ocorre à pressão constante; ou, até mesmo, levar ao desligamento do sistema. Atualmente, a repartida é realizada de forma manual, seguindo um caráter conservativo. A execução é baseada principalmente na experiência dos operadores, onde visa-se amenizar as golfadas até que o poço atinja o ponto de operação. A eficiência do procedimento é altamente dependente do operador. A troca de turno dos operadores pode levar a diferentes formas de execução da repartida, indicando a existência de uma grande variabilidade do procedimento. Neste trabalho, é apresentada uma análise do procedimento de repartida para o mapeamento e a compreensão dos principais fenômenos e como estes se manifestam durante sua execução. É proposta a automatização da repartida com o objetivo de propiciar uma repartida suave e diminuir o grau de influência do operador. São propostas duas estratégias de controle utilizando a medição da pressão de fundo e atuando na abertura do choke de produção. A primeira, é baseada na curva estática que relaciona a pressão de fundo à vazão de gás de injeção. Esta pressão define a quantidade de líquido que entra no tubo de produção. A estratégia é formulada de forma intuitiva, e procura variar a pressão de fundo de acordo com a vazão de gás injetado, regulando indiretamente a vazão de líquido. A malha de controle faz uso de um controlador PI e a referência é calculada através de um algoritmo estimador de pressão de fundo baseado na vazão de injeção. Na segunda estratégia, um controlador nebuloso é projetado para retratar a forma de atuação que um operador teria durante a execução do procedimento. As estratégias propostas são testadas no simulado OLGA2000, da empresa ScandpowerPT, utilizando um modelo validado experimentalmente. Resultados de simulação mostram que ambas técnicas atendem às especificações, e que portanto propiciam uma repartida suave, amenizando as golfadas severas.The gas-lift wells restart process has high complexity. If the procedure is not carefully executed, the production liquid flowrate can show an oscillatory behaviour, called #severe slugs#. This situation is undesirable because it causes productivity loss, decreases oil-watergas separation process performance or can lead to the shutdown of the system. Nowadays at the production fields, the restart process is still performed manually, following a conservative way and based on the human operator knowledge. The main objective relies on supressing the liquid slug until the system reaches its production operation point. However, the process efficiency and variability have high level dependence of the human operator. In this work, an analysis of the process is presented in order to better understand the behaviour of the main process variables. Moreover, a process automation is proposed in order to execute a well-behaved restart. Two free model strategies are presented, using the downhole pressure measurement as controlled variable and the choke openning as manipulated variable. The first strategy is based on the steady-state curve which gives the downhole pressure as function of the injection gas flowrate. This pressure defines the liquid flowing from the well into the tubing bottom. The strategy tries to mantain the downhole pressure close to its steadystate value depending on the gas flowrate being injected into the well, and thus, indirectly regulating the liquid flowrate at the tubing bottom. The downhole pressure setpoint is calculated through an estimaton algorithm considering the gas flowrate as input. A control loop is designed using a switching PI controller. The second strategy relies on a fuzzy logic control system. The controller is designed trying to retract the action sequence of the manually execution. The two proposed strategies are tested using an experimentally validated model implemented in the OLGA2000 simulator of ScandpowerPT. Simulations results show that both techniques provide an adequate restart process avoiding the #severe slugs.Normey-Rico, J. E. (Julio Elias)Universidade Federal de Santa CatarinaGonzaga, Carlos Alberto Cavichioli2012-10-24T11:52:27Z2012-10-24T11:52:27Z2012-10-24T11:52:27Zinfo:eu-repo/semantics/publishedVersioninfo:eu-repo/semantics/masterThesisxx, 102 f.| il., grafs., tabs.application/pdf269434http://repositorio.ufsc.br/xmlui/handle/123456789/92751porreponame:Repositório Institucional da UFSCinstname:Universidade Federal de Santa Catarina (UFSC)instacron:UFSCinfo:eu-repo/semantics/openAccess2016-03-07T18:58:20Zoai:repositorio.ufsc.br:123456789/92751Repositório InstitucionalPUBhttp://150.162.242.35/oai/requestopendoar:23732016-03-07T18:58:20Repositório Institucional da UFSC - Universidade Federal de Santa Catarina (UFSC)false
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