Comparação de técnicas baseadas em modelo para otimização da produção de petróleo em sistemas multipoço

Abstract

A garantia de produção de petróleo estável e em elevados patamares é o norte da indústria petrolífera. Para isso, a otimização de variáveis do processo é recorrente e a abordagem mais difundida é a alocação de gas lift, o qual é injetado para tornar os fluidos mais leves e facilitar a extração de petróleo. O típico problema de alocação de gas lift é o ponto de partida deste trabalho, dada a falta de comparativos na literatura, onde geralmente os autores abordam uma única variável de decisão – a taxa de gas lift. Metodologias para a otimização da produção de petróleo de um sistema multipoço típico de plataformas offshore aqui são confrontadas por meio de cenários de otimização que vão do caso mais difundido, que é a otimização somente da taxa de gas lift, até a otimização dinâmica. Cenários em malha aberta e em malha fechada, com PIDs lineares e não-lineares, são propostos, incluindo a abertura da válvula choke de produção como variável de decisão. Os limites operacionais da planta e as restrições causados pelo fluxo intermitente, conhecido por golfadas, são levados em conta na formulação dos problemas de otimização. A dinâmica dos poços é representada por balanços de massa fornecidos pelo FOWM (Fast Offshore Wells Model) em que foram inseridas equações de perda de carga em duas seções da tubulação – riser e tubing – para que a otimização baseada em modelo (MBO) possa ser realizada e curvas GLPC são geradas, contribuindo com o modelo ‘FOWM modificado’. Comparando as metodologias com o típico caso de otimização de gas lift, a otimização da abertura de choke em malha aberta já gera um aumento de 18% de produção, e 19% de aumento quando choke e gás são otimizados simultaneamente. Já a otimização em malha fechada, variando do ajuste mais simples de controladores até o ajuste de um PID gain scheduling, gera aumentos de produção na faixa de 26%. O maior ganho em produção é obtido com o uso do controlador não-linear, o qual compensa a perda de ganhos do processo quando altas aberturas de válvula são atingidas.

Reaching stable and high production levels is a goal in oil production. In order to do so, optimizing process variables is straightforward and the most known approach is gas lift allocation, which is injected for lightening the weight column and make oil extraction easier. The typical gas lift optimization problem is the starting point for this work, given the lack of comparatives in the literature, where authors usually study only gas lift as decision variable for optimization. Methodologies for oil production optimization of a typical multiwell offshore gathering network are confronted through optimization scenarios starting from the widespread case – sole gas lift optimization – to dynamic optimization. Open-loop and closed-loop optimization scenarios, with linear and nonlinear PID control, are proposed, including choke valve opening as decision variable. Plant operational limitations and operational constraints are included in the optimization problems. The well dynamic is simulated through FOWM (Fast Offshore Wells Model) where pressure drop terms are included in the riser and tubing sections, so as to perform model-based optimization (MBO), and GLPC (Gas lift performance curves) are generated, a contribution to ‘Modified FOWM’. Comparing the proposed methodologies to the base case – sole gas lift optimization – a 18% oil production increase is verified in the choke opening optimization, whereas optimizing both gas lift and choke opening simultaneously results in 19% oil production increase. Closed-loop optimization, tuned from a simplest method to a nonlinear one (a gain scheduling PID) provided around 26% oil production increase. The greatest production increase is verified with the nonlinear PID, which compensates process gain loss when large choke valve openings are applied.