Tese (doutorado) - Universidade Federal de Santa Catarina, Centro Tecnológico. Programa de Pós-Graduação em Engenharia de Automação e Sistemas, Florianópolis, 2010 / Made available in DSpace on 2012-10-25T03:29:46Z (GMT). No. of bitstreams: 1
280141.pdf: 6684381 bytes, checksum: c8d99eec8323bb2c59242d0f55062fb7 (MD5) / O ambiente no fundo de poços de petróleo é hostil. Altas pressões e temperaturas freqüentemente combinadas com a presença de fluidos ácidos são um desafio para a instalação de instrumentação de fundo de poço. Além das condições do ambiente, há a dificuldade de prover limentação de energia para esses instrumentos e meios de comunicação com a superfície. Não menos importante é o desafio tecnológico da medição das vazões de água, óleo e gás em escoamento multifásico com técnicas não intrusivas e com baixa perda de pressão. Para completações em águas profundas e especialmente com a cabeça do poço instalada no fundo do mar (árvore de Natal molhada), uma operação para a troca de um instrumento de fundo de poço pode significar custos da ordem de até dezenas de milhões de dólares. Esta situação inibiu por muito tempo o desenvolvimento de instrumentação para fundo de poço e possivelmente foi um dos fatores que influenciou o baixo nível de pesquisa em modelos e técnicas de controle e automação da produção já que para controlar deve-se medir. Felizmente, nos últimos 10 anos, tem havido um grande desenvolvimento de instrumentos de medição e atuação para uso no fundo de poços. Paralelamente ao esforço na área de instrumentação tem havido avanços no desenvolvimento de técnicas de controle e automação para a produção de petróleo protagonizada pelas grandes empresas operadoras. As soluções propostas por cada empresa recebem diferentes enominações como Campo Inteligente, Poço Inteligente, Gerenciamento digital e Integrado da Produção, etc., mas, independente da denominação, consistem na aplicação de técnicas de controle, automação e otimização para o desenvolvimento de um campo de petróleo. Freqüentemente as soluções propostas são incipientes e utilizam heurísticas nas tomadas de decisões frente à falta de modelos representativos dos processos e da ausência de medição de todas as variáveis necessárias. Em alguns projetos recentes de desenvolvimento de campos de petróleo torna-se evidente que o avanço da tecnologia de instrumentação de fundo de poço atropelou o desenvolvimento de modelos e algoritmos de controle que não estão preparados para utilizar as novas medições e capacidade de atuação para a melhoria do controle dos processos de explotação. Nesses casos a empresa operadora depara-se com o problema de ter mais informação do que pode utilizar.
Em algumas instalações modernas a quantidade de informação é tanta que a dificuldade é determinar quais dados armazenar e em que taxa de amostragem uma vez que existe uma percepção de que essas informações não estão sendo utilizadas em toda sua plenitude. O algoritmo de controle preditivo para sistemas não lineares desenvolvido neste trabalho pode utilizar praticamente qualquer tipo de modelo do processo já que obtém a representação linearizada do sistema de forma numérica. Esta característica deve permitir sua utilização no controle e otimização da explotação de reservatórios utilizando simulador de reservatório como modelo do processo. A dinâmica lenta das principais variáveis e parâmetros do reservatório permitem tempos de amostragem tão grande como dias ou até meses o que facilitaria a aplicação do algoritmo.
Um dos primeiros instrumentos de medição desenvolvidos para instalação em fundo de poço foram os sensores para a medição de pressão e temperatura (PDG) que hoje são instalados em praticamente todos os novos poços marítimos no Brasil.
O trabalho trata do desenvolvimento de modelos e técnicas de controle para elevação de fluidos multifásico abordando a elevação artificial por injeção contínua de gás (GLC) e a elevação de fluido em riser submarino. A elevação por GLC é um dos métodos de elevação artificiais mais utilizados no Brasil respondendo por mais de 70 % da produção do petróleo nacional. Os desenvolvimentos pressupõem que os poços operando via GLC disponham da medição da pressão e temperatura de fundo dos poços, da medição da vazão de injeção de gás e da existência de chokes de injeção de gás com atuação automática.
As contribuições do trabalho são o o desenvolvimento de modelos para utilização na descrição fenomenológica, otimização e controle do processo de elevação por GLC, o desenvolvimento de um algoritmo de controle MPC distribuído, o desenvolvimento de um algoritmo MPC prático para sistemas não lineares, o aplicação de otimização e controle a um grupo de poços operando via GLC e o a aplicação de controle na operação de um riser submarino.
| Identifer | oai:union.ndltd.org:IBICT/oai:repositorio.ufsc.br:123456789/93796 |
| Date | 25 October 2012 |
| Creators | Plucenio, Agustinho |
| Contributors | Universidade Federal de Santa Catarina, Pagano, Daniel Juan |
| Source Sets | IBICT Brazilian ETDs |
| Language | Portuguese |
| Detected Language | Portuguese |
| Type | info:eu-repo/semantics/publishedVersion, info:eu-repo/semantics/doctoralThesis |
| Format | xxx, 309 p.| il., grafs., tabs. |
| Source | reponame:Repositório Institucional da UFSC, instname:Universidade Federal de Santa Catarina, instacron:UFSC |
| Rights | info:eu-repo/semantics/openAccess |
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