Flow assurance is crucial in the oil industry since it guarantees the success and economic production of hydrocarbon fluid, especially in offshore and deep water oil fields. In fact, the ultimate goal of flow assurance is to maintain flow in the wellbore and pipelines as long as possible. One of the most common challenges in flow assurance is the buildup of solids, such as asphaltene and scale particles. These Solid particles can deposit in the wellbore, flowline, and riser and affect the wellbore performance by reducing the cross section of the pipeline, which eventually results in pipeline blockage. Hence, neglecting the importance of flow assurance problems and failure in thorough understanding of the fluid behavior in the production systems may result in plugged pipeline, production loss, flowline replacement, and early abandonments of the well. As a result, continuous evaluations are needed at the development stage and during the life of reservoirs to predict the potential, the extent, and the severity of the problem to plan for inhibition and remediation jobs. In fact, it is more preferable to prevent flow assurance problems through the designing and operating procedures rather than remediating the problems, which has higher risks of success and higher loss of revenue due to frequent well shut down. As a part of this research, we enhanced the capabilities of our in-house compositional wellbore simulator (UTWELL) to model various production and flow assurance scenarios. Initially, we developed and implemented a robust gas lift model into UTWELL to model artificial lift technique for reservoirs with low pressure. The developed model is able to model both steady state and transient flow along with blackoil and Equation-of-State compositional models. The improved version was successfully validated against a commercial simulator. Then, we applied our dynamic model to track the behavior of asphaltene during gas lift processes and evaluated the risk of asphaltene deposition. Several deposition mechanisms were incorporated to study the transportation, entrainment, and deposition of solid particles in the wellbore. The simulation results illustrated the effect of light gas injection on asphaltene deposition and well performance. Finally, a step by step algorithm is presented for coupling a geochemical package, IPhreeqc, with UTWELL. The developed model is able to model homogenous and heterogeneous, non-isothermal, non-isobaric aqueous phase reactions assuming local equilibrium or kinetic conditions. This tool was then utilized to model scale deposition in the wellbore for various scenarios. In addition, the results showed that integrating IPhreeqc has promise in terms of CPU time compared to the traditional approach of reading and writing the input and output files. / text

Dissertação (mestrado) - Universidade Federal de Santa Catarina, Centro Tecnológico. Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica. / Made available in DSpace on 2012-10-21T04:36:01Z (GMT). No. of bitstreams: 1 194766.pdf: 5543965 bytes, checksum: ab650dc44c3be8121dcabd1c307b48f8 (MD5)

Orientador: Sergio Nascimento Bordalo / Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica, Instituto de Geociencias / Made available in DSpace on 2018-08-04T09:03:41Z (GMT). No. of bitstreams: 1 CarvalhoFilho_ClodoaldodeOliveira_D.pdf: 11155676 bytes, checksum: 1cc462d182c41677707cebc202d69d93 (MD5) Previous issue date: 2004 / Resumo: A elevação a gás (gas lift) intermitente é empregada na indústria do petróleo para manter a produção viável nos reservatórios em depleção ou nos poços de baixa produtividade. O padrão cíclico do gas lift intermitente torna complexo o comportamento dinâmico do poço, dificultando o projeto e a operação deste sistema. Dentre as versões existentes, os métodos convencional (GLI) e invertido (GLI-I)- este último não abordado na literatura - são tomados como objetos de estudo. Evoluindo a partir dos modelos pré-existentes, nos quais os ciclos de gas lift são tratados como uma seqüência de etapas estanques, o comportamento do poço é modelado no presente trabalho, considerando a ocorrência de etapas simultâneas e acopladas ao longo dos ciclos. As interações no poço e suas conexões com o reservatório e a superfície, e.g., escoamentos de líquido e gás, são representadas por um conjunto completo de equações algébricas e diferenciais ordinárias temporais não-lineares, válidas para todas as etapas do ciclo. A simulação dinâmica do sistema é efetuada com a solução numérica de subconjuntos de equações do modelo, estabelecidos interativamente a cada etapa, para cada intervalo de tempo. Os resultados de simulação do GLI foram comparados com medições experimentais realizadas por outros autores, apresentando boa concordância. A análise dos ciclos de GLI e GLI-I em diversas condições operacionais possibilitou delinear faixas com ciclos e produção estáveis. O ganho econômico da produção foi avaliado para ambos os métodos, determinando o melhor compromisso entre a ciclagem do poço e o seu desempenho operacional a cada ciclo. A modelagem e o algoritmo de simulação desenvolvidos podem ser estendidos às demais versões de gas lift, constituindo uma ferramenta única e de grande valor para os engenheiros envolvidos com estes sistemas / Abstract: The intermittent gas lift is used in the oil industry to keep up a viable production from depleting reservoirs or low productivity wells. The cyclical pattern of the intermittent gas lift causes the dynamic behavior of the well to become complex, making it difficult to design and operate of such systems. Amongst the existing versions, the conventional (IGL) and the inverted (I-IGL) methods - the last one not covered in literature - are taken as objects of study. Evolving from the preexisting models, in which the gas lift cycles are treated as a sequence of self-contained stages, the behavior of the well, in the present work, takes into account the occurrence of simultaneous and coupled stages throughout the cycles. The interactions of the well and its connections with the reservoir and the surface, e.g., liquid and gas flows, are represented by a complete set of non-linear algebraic and time dependent ordinary differential equations, valid for alI the stages of the cycle. The dynamic simulation of the system is carried out with the numerical solution of the equation subsets of the model, interactively established for each stage, at each time step. The results of the simulations of the IGL were compared with experimental measurements carried through by other authors, presenting good agreement. The analysis of the IGL and I-IGL cycles under various operational conditions made it possible to delineate ranges of steady cycles and production. The production economic profit was evaluated for both versions, detennining the best compromise between the well cycling and its operational performance at each cycle. The developed modeling and the simulation algorithm can be extended to other gas lift versions, constituting a unique tool of great value for the engineers involved with these systems / Doutorado / Explotação / Doutor em Ciências e Engenharia de Petróleo

This work presents the result achieved through investigation of RH-2 gas-lift valve dynamic performance. It is an unbalanced gas-lift valve injection pressure operated, for high injection pressure applications. First, a CFD model was developed in order to obtain the valve orifice flow pattern performance curve. The CFD curve was compared with the curve experimentally obtained, conceiving very promising results. A test bench, and the necessary test devices, have been projected and built looking forward to determine the bellows load rate. Second, a CFD mesh deformation model was developed, which allowed the determination of dynamic performance curves on orifice, transition and throttling flow patterns for a given bellows pressure. The accuracy of the mesh deformation model was verified comparing the obtained curve with experimental results. The results of numerous CFD model simulations allowed to correlate data and to find a transition pressure, the production pressure for the maximum gas throughput and the product of the discharge coefficient by the expansion factor. The mathematical model developed allows predicting the gas throughput capacity of the gas-lift valve using injection pressure, production pressure and bellows pressure, for a defined load rate and a defined port diameter. / Nos primeiros estágios de produção, um poço de petróleo apresenta um fluxo natural, sendo a energia necessária para elevação dos fluidos até a superfície fornecida pelo próprio reservatório. Neste caso, diz-se que o poço é surgente. Entretanto, na medida em que as reservas são produzidas, a pressão do reservatório diminui e surge a necessidade de complementar artificialmente a energia requerida para a elevação. Diz-se, então, que o poço produz por elevação artificial. De todos os métodos de elevação artificial, o gas lift é o mais amplamente utilizado, e para a sua implementação são requeridas as chamadas válvulas de gas lift. O conhecimento do comportamento dinâmico da válvula de gas lift é fundamental na etapa de projeto e no estabelecimento de estratégias operacionais eficientes. Este trabalho apresenta os resultados obtidos no estudo do desempenho dinâmico da válvula de gas-lift RH-2, a qual consiste em uma válvula de gas lift não balanceada operada por pressão e de alta pressão de carregamento no fole, fabricada pela Weatherford, e que não dispõe de um modelo para o levantamento de suas curvas de desempenho dinâmico. Inicialmente, foi desenvolvido um modelo fluidodinâmico utilizando-se Dinâmica de Fluidos Computacional (CFD) para a obtenção da curva de desempenho no regime de orifício e este foi comparado com dados obtidos experimentalmente, produzindo resultados muito promissores. Uma bancada de testes com os dispositivos necessários foi projetada e construída para o levantamento da taxa de carga do fole. A seguir, foi desenvolvido um modelo fluidodinâmico da válvula no aplicativo CFX, utilizando uma malha deformável, que permitiu a geração das curvas de desempenho nos regimes de orifício, transição e estrangulamento para uma dada pressão de carregamento do fole. A precisão da malha deformável foi verificada comparando a curva obtida para diversas posições da haste com resultados experimentais. Os resultados das várias simulações do modelo fluidodinâmico permitiram correlacionar dados e calcular a pressão de transição, a pressão de produção onde ocorre a vazão máxima e o produto do coeficiente de descarga pelo fator de expansão. O modelo matemático desenvolvido permite predizer a vazão de gás que escoa pela válvula de gas lift a partir da pressão de injeção, da pressão de produção e da pressão de carregamento no fole, para uma taxa de carga do fole e um diâmetro de porta definidos.

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Dissertação (mestrado) - Universidade Federal de Santa Catarina, Centro Tecnológico, Programa de Pós-Graduação em Engenharia de Automação e Sistemas, Florianópolis, 2009 / Made available in DSpace on 2012-10-24T11:52:27Z (GMT). No. of bitstreams: 1 269434.pdf: 2858553 bytes, checksum: a40fb9d6bf0b6863a34590d7ae283c8a (MD5) / A 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.

Dissertação (mestrado) - Universidade Federal de Santa Catarina, Centro Tecnológico. Programa de Pós-Graduação em Engenharia de Automação e Sistemas / Made available in DSpace on 2012-10-26T08:51:07Z (GMT). No. of bitstreams: 1 303356.pdf: 3566227 bytes, checksum: 8f1f75f1fcdcf746c471b25658f476a3 (MD5) / O método de elevação via gas-lift contínuo trata-se de um método muito utilizado pela indústria de petróleo, inclusive no Brasil onde é responsável por mais de 70% da produção. Essa grande utilização justifica a necessidade de ampliar os estudos e portanto do desenvolvimento de um modelo que consiga descrever os comportamentos dinâmicos e de regime permanente. Além disso, quando o poço opera com baixas vazão de injeção de gás podem ocorrer dois fenômenos oscilatórios característicos desse método de elevação, o Heading e o Density Wave, que também precisam ser descritos pelo modelo. O objetivo deste trabalho é então desenvolver um modelo fenomenológico simplificado que consiga descrever todos esses comportamentos. Para isso são aplicados os princípios de conservação de massa e de quantidade de movimento, como efeito de simplificação não foi considerado o princípio de conservação de energia, adotando-se uma temperatura constante para todo o comprimento do poço. Para validação dos resultados utilizou-se um simulador comercial, cujos dados foram confrontados aos do modelo. Como possíveis aplicações foi apresentada uma nova estratégia de controle e um exemplo de otimização do produção de óleo. / Gas-lift is an artificial lift method widely used by the petroleum industry, especially in Brazil where it is responsible for more than 70% of the total oil production. This widespread use justifies the need to expand the studies and therefore the development of a model that can describe its dynamic and steady-state behavior. Moreover, when the well operates with low gas injection flow rates two oscillatory phenomena, heading and density wave, characteristic of this elevation method, may happen and must be described by the model. The objective of this work is then to develop a simplified phenomenological model that can describe all these behaviors. For this purpose the mass and momentum conservation laws are applied. In order to obtain a simple but representative model the energy conservation law was not considered adopting a constant temperature throughout the length of the well. To validate the model results a commercial simulator was used. Examples of the model application in the area of control and optimization are presented. A new control strategy for heading and density wave phenomena is developed and simulated and the simulation results obtained with the optimization of the oil production of a group of wells is presented.

Dissertação (mestrado) - Universidade Federal de Santa Catarina, Centro Tecnológico, Programa de Pós-Graduação em Engenharia de Automação e Sistemas, Florianópolis, 2016. / Made available in DSpace on 2017-04-04T04:08:31Z (GMT). No. of bitstreams: 1 344655.pdf: 1117941 bytes, checksum: a45c92ea3c17a0805934928a27206a2e (MD5) Previous issue date: 2016 / A otimização da produção de poços de petróleo operados por injeção contínua de gás (gas-lift) sob restrições de roteamento e pressão é um problema que tem sido bastante abordado na literatura técnica.Na busca por uma representação da relação em regime permanente entre variáveis do processo, recorre-se, frequentemente, a funções algébricas. Funções essas derivadas a partir de um conjunto de dados obtidos de medições reais ou de simuladores fenomenológicos do processo. Dois métodos são comumente usados para aproximar essas relações: modelos não lineares e lineares por partes. Modelos não lineares são resolvidos por abordagens "caixa-preta" ou fazem uso de substituições obtidas por meio de ajustes nas funções que envolvem o problema, o que permite resolver problemas difíceis.Já os modelos lineares por partes são bastante eficientes no sentido de permitirem que se alcance ótimos globais, entretanto, inserem no problema de otimização um número elevado de variáveis quando são utilizadas muitas curvas para a representação do modelo.Nessa dissertação é proposta uma abordagem genérica para a solução do problema a partir de aproximações lineares ou quadráticas côncavas para curvas de produção de poços e funções lineares ou quadráticas convexas para curvas de queda de pressão. O resultado é uma formulação em Programação Convexa Inteira Mista a qual é mais compacta e permite que se alcance o ótimo global. No entanto, utilizando somente aproximações lineares para curvas de produção de poços e queda de pressão, o modelo se torna de Programação Linear Inteira Mista, o qual é mais eficiente quando aplicado a modelos com um menor fatiamento do domínio.Duas formulações foram desenvolvidas e suas eficiências foram analisadas em termos de análise computacional para um campo de petróleo sintético representativo. Além disso, demonstra-se que essas formulações são equivalentes e podem ser utilizadas para a solução do problema de otimização da produção de petróleo.<br> / Abstract : The optimization of oil wells operated by gas-lift under facility, routing and pressure constraints is a problem that is being addressed in the technical literature. Due to the presence of unknown functions that are not given in explicit form, two methods are commonly used to approximate such relations: nonlinear and piecewise-linear models. The nonlinear methods fall into derivative-free or black-box approaches, or make use of surrogates obtained by curve fitting procedures, which can entail solving challenging problems. Piecewise linear models are efficient in order to reach globally optimal solutions, but their models tend to get very large because of the number of variables inserted in the problem.In this work, it is proposed a generic approach relying on linear or concave quadratic approximations for well production curves and linear or convex quadratic functions for pressure drops combining all possibilities of approximations. The result is a Mixed-Integer Convex Programming (MICP) formulation which is more compact and allows the global optimum to be reached. However, using only linear curves for well production and pressure-drop curves the model becomes a Mixed-Integer Linear Programming (MILP) formulation which is more efficient when applied in smaller domain divisions.Two formulations were developed and their performance were assessed by means of computational analysis for a representative synthetic oil field.

[pt] O gas-lift na base do riser é um dos vários métodos que se provaram eficientes para aumento de produção. Em alguns casos, ele também pode ser utilizado para aumentar a viabilidade do blowdown para prevenção de hidratos. Além disto, o gas-lift pode ser utilizado como um método efetiv para suprimir o fenômeno de golfada severa, que ocorre geralmente em linhas descendentes. Este método tem, então, um grande potencial de viabilizar arquiteturas submarinas mais enxutas, como anel de coleta, aumentando a economicidade de projetos, sem reduzir funcionalidades. A necessidade da aplicação do gas-lift nem sempre é óbvia, pois sua efetividade depende da performance do reservatório, propriedades de fluido, relevo do solo marinho, arquitetura submarina, além de características da flowline e riser. Em muitos casos, o gas-lift para aumento de produção só traz ganhos no fim da vida produtiva, quando o watercut é mais alto. A aplicabilidade do gas-lift como método de elevação artificial e o local ideal de injeção do gás é uma análise direta e objetiva. Por outro lado, sua aplicabilidade no contexto de garantia de escoamento é mais subjetiva, tendo influência forte da filosofia operacional e tolerância ao risco. Baseado em uma envoltória típica do présal brasileiro, no que tange a características de reservatório, fluido e sistema de produção, foi realizado um conjunto de simulações para avaliação da aplicação do gas-lift na base do riser como uma solução multi propósito. Isto inclui quando o gas-lift é benéfico para aumento de produção e para garantia de escoamento, em especial as operações de remediação e prevenção de hidratos. Os resultados da aplicação do gas-lift na base do riser como método de auxílio ao blowdown são muito promissores. É possível realizar as operações de remediação com sucesso, mesmo para vazões baixas de injeção de gás. Nas operações de prevenção, foi possível observar redução da pressão residual em todas as combinações de características de fluido e geométricas, em especial para geometrias descendentes. Para poços de alta produtividade, o gas-lift na base do riser só apresenta desvantagens em relação ao gas-lift downhole, do ponto de vista de aumento de produção, quando o watercut é da ordem de 60 a 70 por cento. / [en] Riser base gas-lift is one of several methods that have been proven to work in subsea developments for production enhancement. In some cases, gas-lift can be used to increase feasibility of blowdown for hydrate prevention. In addition, gas-lift can be used as an effective method to supress severe slugging that usually occurs with downhill inclination. Hence, this method has great potential to enable more compact subsea architectures, such as production loops, enhancing project economics, without reducing functionalities. Meanwhile, the necessity of gas-lift application is not always obvious because its effectiveness depends on reservoir performance, fluid properties, seabed terrain, subsea architecture, and flowline and riser specifications. In many cases, gas-lift for production enhancement is only advantageous at late life production, when oil production rates are low and water rates might be high enough. Whether gas-lift is suitable as an artificial lift method and where the lift-gas should be injected is a direct and objective analysis. On the other hand, its application in a flow assurance context is more subjective, being strongly influenced by operational philosophy and risk tolerance. Based on a typical envoltory from Brazilian pre-salt, concerning reservoir characteristics, fluid and production system, a set of simulations has been performed to evaluate the application of riser base gas-lift as a multi purpose solution. These include when gas-lift is beneficial for production enhancement and for flow assurance. The results of the application of riser base gas-lift as a blowdown method are very promising. It is possible to complete remediation operations successfully, even for low gas injection rates. In prevention operations, it is possible to observe a reduction in residual pressure for all combinations of fluid and geometrical characteristics, specially in downward flow. For high productivity wells, riser base gas-lift is only disadvantageous in comparison with downhole gas-lift, from production enhancement point of view, when watercut is around 60 to 70 per cent.