Estratégias de controle utilizando agente desemulsificante para o aumento da produção de poços de petróleo com gas-lift

Abstract

Sistemas de elevação de petróleo estão sujeitos a instabilidades no escoamento multifásico, sendo, muitas vezes intensificados com o fim da vida produtiva do poço, devido ao declínio da pressão natural do reservatório e à elevação do teor de água e impurezas. Em certos cenários, a depender das propriedades físico-químicas do óleo e da água associados ao alto grau de cisalhamento que pode ocorrer ao longo da elevação do fluido, as emulsões podem se formar. Essas emulsões podem aumentar exponencialmente a viscosidade do fluido, o que, por sua vez, eleva o atrito de fluxo, aumentando consequentemente as chances de desenvolver golfadas. Ambos os problemas desencadeiam maiores custos de processamento e redução na eficiência da produção. Para o controle anti-golfadas, o fechamento da válvula choke de topo é um dos métodos mais eficazes para sua mitigação. Para a mistura viscosa, métodos de desemulsificação química em vazão fixa contínua têm mostrado ser uma técnica simples e efetiva para qualquer tipo de emulsão gerada. Nesta dissertação, apresenta-se uma estratégia de controle anti golfada não convencional, o uso do desemulsificante químico, cujo objetivo é manipular a viscosidade em conjunto com a válvula choke. Para a análise, é desenvolvida uma modelagem matemática que incorpora o efeito do desemulsificante químico no modelo Fast Offshore Well Model (FOWM) usado para descrever o comportamento de um poço de elevação offshore com golfada severa em campos brasileiros. Em malha aberta, foram testados dois pontos de aplicação, um no gas-lift e outro na árvore de natal. Ambos os resultados foram eficientes, uma vez que houve a estabilização da vazão de produção com o deslocamento do ponto Hopf para maiores aberturas de choke, destacando a injeção no gas-lift, que promoveu uma recuperação de óleo mais significativa. Em malha fechada, a adoção de um controlador multivariável PID com desacoplador lead-lag mostrou ser o mais eficaz em relação aos demais modelos estudados: PID multiSISO, PID MIMO com desacoplador proporcional e controlador preditivo baseado em modelo. Para apresentar ganho na planta, a taxa de desemulsificante tem que ser operada numa dosagem acima de 6 g s-1 , abaixo desse valor, não há vantagens em relação à estrutura SISO que usa a choke como variável manipulada para controlar a pressão de fundo do poço.

Oil lift systems are susceptible to instabilities in multiphase flow, often exacerbated towards the end of the well productive life due to declining natural reservoir pressure and an increase in water content and impurities. In certain scenarios, depending on the physical chemical properties of the oil and water associated with the high degree of shear that can occur during the elevation of the fluid, emulsions can form. These emulsions can exponentially increase the viscosity of the fluid, which in turn increases flow friction and, consequently, increases the chances of developing slugs. Both of these issues lead to higher processing costs and reduced production efficiency. One of the most effective methods is to mitigate gas-lift oil well-slug-related problems by closing the choke valve on the topside. However, valve closure reduces the amount of recovered oil, and there is no guarantee that the system will remain stable in the presence of unknown disturbances. Continuous fixed flowrate chemical demulsification methods for viscous mixtures have proven to be simple and effective techniques for separating water-in-oil emulsions into two immiscible phases. This dissertation proposes an alternative control strategy to the classical anti-slug techniques involving the use of a chemical demulsifier with the aim of manipulating viscosity in conjunction with the choke valve. To analyze this approach, we develop a mathematical model that reflects the behavior of the chemical demulsifier in an offshore artificial lifting well with severe slugs and emulsions in Brazilian fields. This model builds upon the dynamic model previously studied in the literature, known as the Fast Offshore Well Model (FOWM). In an open-loop configuration, we tested two application points: one in the gas-lift injection and the other in the Christmas tree injection. Both cases proved to be effective, stabilizing the production flow as the Hopf point shifted towards larger choke openings. Notably, the gas lift injection resulted in more significant oil recovery. In the closed-loop configuration, the implementation of a multivariable PID with lead-lag decoupler controller proved to be the most effective compared to other models studied, such as PID multi-SISO, PID MIMO with Proportional decoupler, and Model Predictive Control MIMO. The demulsifier rate must be operated at a dosage above 6 g·s-1 to achieve optimal performance. Below this threshold, there are no advantages compared to the SISO structure, which employs the choke as a manipulated variable to control downhole pressure.