Atenuação de golfadas em sistemas de elevação de petróleo em ambiente offshore

Abstract

A Exploração e Produção de petróleo e gás é de suma importância para economia brasileira e mundial sendo fundamental o entendimento dos comportamentos do sistema produtivo para o aumento na produção. Neste entendimento, a problemática relacionado ao fluxo intermitente chamado de golfada, tem um comportamento tipicamente cíclico que pode causar oscilações de pressão problemáticas à produção, à vida útil e à segurança de sistemas de produção offshore. Através do desenvolvimento de um modelo simplificado para reprodução das golfadas, o presente trabalho propõe a aplicação de um Controlador Preditivo Não Linear (NMPC) para a atenuação do regime de golfada em sistemas de elevação de petróleo por Gas-Lift. Resultado de uma revisão dos modelos simplificados e dos métodos de controle de golfadas, é apresentado neste trabalho um novo modelo caixa cinza de produção de petróleo de sistemas tipicamente profundos e ultra profundos para exploração dos potenciais do algoritmo NMPC chamado Linearização ao Longo da Trajetória (Duraiski et al., 2002). Para a aplicação do modelo, um método de estimação dos parâmetros do modelo cíclico, com penalização de regiões oscilatórias, é apresentada. Para aplicação do controle uma sistemática de ajuste dos parâmetros do controlador é proposta, baseada nas características do ciclo limite da golfada O modelo apresentado é validado para dados do modelo rigoroso OLGA e é extrapolado para diversas regiões de operação demonstrando o potencial de estudos não-intrusivos da dinâmica e ganhos de um poço, fazendo o uso do novo modelo. Na exploração do controle, o modelo é utilizado num estudo de desempenho servo para controle de pressão de fundo de poço (𝑃𝑝𝑑𝑔). Gradualmente, o NMPC é comparado ao controle linear PI, inicialmente numa estrutura monovariável. Enquanto o PI tem sua robustez limitada por regiões de baixo ganho, devido às restrições físicas das válvulas choke, o NMPC trata naturalmente a não-linearidade do sistema, atingindo ganhos de até 9 % na produção de óleo teórica. Num segundo momento, a taxa de injeção de gás de elevação é adicionada ao controlador, numa estrutura multivariável fazendo com que a manipulação da choke diminua 80 % com uma diminuição sensível de ganho teórico da produção em 1,7 %, em relação à estrutura monovariável. Numa análise de aplicabilidade de controle, conclui-se que a estrutura a ser utilizada é dependente do objetivo da aplicação de controle. Se o objetivo é o de eliminar a golfada, o controlador linear mostrou mais eficaz. Se o objetivo é aumentar a produção o NMPC na forma monovariável alcança resultados semelhante ao PI, mas de forma mais robusta em relação às não linearidades. Entretanto a taxa de utilização da choke aumenta. Ainda assim, se isto for um empecilho para uma aplicação real, a incorporação da multivariabilidade do controlador NMPC faz com que a taxa de utilização seja distribuída entre as variáveis manipuladas, amenizando o uso excessivo da choke , com uma sensível perda de ganho teórico.

The Exploration and Production of oil and gas is of paramount importance to the Brazilian and world economy, being fundamental the understanding of the behaviors of the productive system for the increase in production. In this understanding, the problem related to the intermittent flow called slugging has a typically cyclic behavior that can cause pressure oscillations problematic to the production, the useful life and the safety of offshore production systems. The present work proposes the application of a Non-linear Predictive Controller (NMPC) for the attenuation of the slug in Gas-lift systems. As a result of a review of the simplified models and the methods of control of slugging, a new gray box model of petroleum production from typically deep and ultra deep systems is presented for the exploration of the potentials of the NMPC algorithm called Local Linearization Trajetory (Duraiski et al., 2002). For the model application, a method of parameter estimation of the cyclic model with oscillatory regions penalty is presented. For control application a systematic adjustment of the controller parameters is proposed, based on the characteristics of the slug The model presented is validated for data from the rigorous OLGA model and is extrapolated to several regions of operation demonstrating the potential of non-intrusive studies of the dynamics and gains of a well using the new model. In the control exploration, the model is used in a servo performance study for well bottom pressure control (𝑃𝑝𝑑𝑔). Gradually, the NMPC is compared to the linear control PI, initially in a monovariable structure. While the PI has its robustness limited by low gain regions due to the physical constraints of choke valves, NMPC naturally addresses system nonlinearity, achieving gains of up to 9 % in theoretical oil production. In a second moment, the rate of injection of elevation gas is added to the controller in a multivariate structure causing the choke manipulation to decrease 80 % with a sensible decrease of the theoretical oil production gain by 1.7 % in relation to the monovariable structure . In an control applicability analysis, it is concluded that the structure to be used is dependent on the purpose of the control application. If the goal is to eliminate the slugging, the linear controller proved more effective. If the objective is to increase production the NMPC in the monovariable form achieves results similar to the PI, but in a more robust way in relation to the nonlinearities. However, the rate of choke use increases. If this is an obstacle to a real application, the incorporation of the multivariate NMPC controller causes the utilization rate to be distributed among the manipulated variables, reducing the excessive use of the choke, with a sensible loss of theoretical gain.