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)

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.

Tese (doutorado) - Universidade Federal de Santa Catarina, Centro Tecnológico. Programa de Pós-graduação em Engenharia Elétrica / Made available in DSpace on 2012-10-23T07:15:08Z (GMT). No. of bitstreams: 1 244608.pdf: 583469 bytes, checksum: 9242d23d470005cff475d51513a2fb02 (MD5) / O sistema de elevação artificial de petróleo por injeção contínua de gás, conhecido como continuous gas-lift ou simplesmente gas-lift é um dos mais utilizados no Brasil e no mundo, devido ao seu baixo custo relativo e eficiência satisfatória em uma vasta gama de condições de operação. Neste sistema de produção, a alocação da taxa disponível de injeção de gás para um grupo de poços é um problema de grande relevância. A decisão da taxa de injeção de gás para cada poço normalmente não é ótima, pois é baseada em regras ad hoc. Sendo assim, ganhos substanciais podem ser alcançados se estas decisões forem substituídas por soluções ótimas. Neste trabalho, apresentamos algumas abordagens para a solução do problema de maximizar o lucro obtido com a venda de hidrocarbonetos extraídos de um campo com poços operando via gas-lift. As soluções desenvolvidas utilizam Programação Dinâmica, Programação Linear Inteira Mista aliada à Teoria de Desigualdades Válidas e algoritmos Branch-and-Bound e Branch-and-Cut e fornecem a taxa de injeção de gás ótima para cada poço satisfazendo restrições como por exemplo a taxa de injeção disponível e os limites de processamento de fluidos produzidos. As abordagens desenvolvidas se mostram eficientes para a aplicação em questão. As soluções encontradas possuem alta qualidade (próximas das soluções ótimas), e o custo computacional para a obtenção das mesmas é baixo. As técnicas de solução propostas aqui constituem excelentes ferramentas de suporte à decisão, podendo substituir as decisões sub-ótimas normalmente fornecidas por pacotes de otimização comerciais.

Dissertação (mestrado) - Universidade Federal de Santa Catarina, Centro Tecnológico. Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica. / Made available in DSpace on 2013-07-16T01:31:40Z (GMT). No. of bitstreams: 1 212915.pdf: 1824830 bytes, checksum: 95f3b79ecc93bc43de3fa6e9b0f50885 (MD5) / RESUMO: Neste trabalho são identificados modelos lineares do tipo ARMAX e não-lineares do tipo NARMAX polinomial para a relação existente entre a vazão mássica de gás injetado e a pressão no tubo de produção de um poço de petróleo operando por injeção contínua de gás, simulado pelo software OLGA 2000. O objetivo é fornecer um modelo que seja útil posteriormente para o projeto de um controlador que possibilite ao poço operar na região de maior interesse econômico. A escolha do par de variáveis de entrada e saída permitiu que a análise do sistema fosse feita como sendo monovariável, sendo controladores locais utilizados para as demais variáveis do poço. Além disso, as variáveis de entrada e saída são facilmente mensuráveis, já existindo toda a instrumentação necessária nos poços atuais, ao contrário de outras estratégias de controle para sistemas similares, encontradas na literatura.