Tese (doutorado) - Universidade Federal de Santa Catarina, Centro Tecnológico, Programa de Pós-Graduação em Engenharia de Automação e Sistemas, Florianópolis, 2017. / Made available in DSpace on 2017-10-10T04:15:34Z (GMT). No. of bitstreams: 1
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Previous issue date: 2017 / A abordagem tradional para operar uma plataforma de petróleo consiste na tomada de decisão com base em análises de sensibilidade usando ferramentas de simulação e heurísticas. Entretanto, esta estratégia pode tem um custo computacional elevado em circunstâncias não usuais, além de não assegurarem um modo de operação ótimo para a plataforma. Ao invés disso, especialmente com alta variação dos preços do petróleo nos mercados internacionais, as indústrias petrolíferas estão investindo no desenvolvimento de estratégias ótimas com o intuito de melhorar as margens de ganho econômico. Uma alternativa que tem ganhado aceitação na indústria é a otimização baseada em modelo, a qual pode ser vista como a integração de modelos matemáticos e algoritmos para a obtenção de ferramentas efetivas de otimização. Esta tese propõe modelos e metodologias para a otimização da produção de campos de petróleo no curto- e longo-prazo. No curto-prazo, as contribuições são um estudo compreensivo de modelos lineares por partes multidimensionais para otimização da produção diária e a modelagem da divisão de fluxos em redes de escoamento submarinas de sistemas de produção em alto-mar. A primeira consiste de um framework unificado de modelos de linearização por partes para a aproximação de funções não-lineares multidimensionais relacionadas a processos de produção petróleo. Com o uso destes modelos, o problema não-linear de otimização da produção se torna um problema de programação linear inteira-mista, para o qual algoritmos especializados e solvers comerciais conseguem obter soluções ótimas de forma eficiente. Foram realizadas análises computacional e de simulação para avaliar a eficiência e qualidade de aproximação dos modelos em um campo de petróleo sintético construído em um simulador de escoamento multifásico comercial. A segunda contribuição consiste de um modelo para divisão de fluxos em redes de escoamento submarinas. Apesar de se tratar de uma prática recorrente em operações em alto-mar, onde os poços podem estar conectados às unidades de processamento por múltiplas rotas, modelos de otimização disponíveis na literatura assumem rotas únicas. Um modelo de roteamento automático que decide sobre rotas únicas ou múltiplas foi desenvolvido e validado contra o processo simulado. O modelo foi empregado na otimização de um campo de petróleo sintético, onde as estratégias ótimas com roteamento múltiplo induziram maior produção do que as estratégias com roteamento único. No longo-prazo, a contribuição é uma metodologia que trata restrições referentes à rede de escoamento nos problemas de gerenciamento de reservatórios, particularmente em processos recuperação avançada por inundação de água. Restrições referentes à rede de escoamento e unidade de processamento são tipicamente limitadas ou desconsideradas nas políticas de gerenciamento de reservatórios. O presente trabalho propõe a otimização do problema integrado com uma formulação de múltiplos tiros, o qual é um método de controle adequado para problemas com múltiplas restrições em variáveis de saída de simulações. A metodologia foi empregada na otimização de um reservoir bifásico produzindo para uma rede de escoamento com restrições não-lineares referentes à operação de bombas submersíveis elétricas. A capacidade do método de lidar com as restrições de rede foi avaliada comparando-se os resultados obtidos com a abordagem que considera restrições de rede com os resultados das abordagens tradicionais, as quais negligenciam o sistema de escoamento em rede. As contribuições do trabalho, vistas sob a ótica de operações integradas, podem dar suporte a engenheiros de produção e reservatório em processos de tomada de decisão em campos de petróleo do mundo real.<br> / Abstract : The traditional approach for the operation of an oil platform has been to make decisions based on sensitivity analysis using simulation software and heuristics. However, this strategy can be rather time-consuming and does not necessarily ensure an optimal production policy. Instead, oil companies are investing towards the development of optimal strategies in order to improve economic margins. An alternative that is gaining acceptance in the industry is model-based optimization, which may be seen as the integration of mathematical models with algorithms into effective optimization tools. This dissertation proposes mo\\-dels and optimization tools for production optimization of oil fields in the short-term and long-term horizons.In the short-term, the contributions are a comprehensive study of multidimensional piecewise-linear models for daily production optimization and the modeling of flow splitting in subsea gathering networks. Because much of the literature was scattered, the first contribution consists of a common framework with the existing multidimensional piecewise-linear models for nonlinear function approximations appearing in oil production processes. Such models allow to transform the nonlinear production optimization problem into a mixed-integer linear program, for which off-the-shelf solvers can obtain optimal solutions. Computational and simulation analyses are performed to evaluate the efficiency and approximation quality of these models for a realistic oil field built in a commercial multiphase flow simulator.The second contribution consists of a model for flow splitting in subsea gathering networks.Despite being a common practice in offshore operations, where the wells can be connected to processing facilities by multiple routes, previous optimization models assumed single routes. An automatic routing model which decides upon single or multiple routing was developed and validated against simulation software. The model was further employed in the optimization of a synthetic oil field, where the optimal strategies with flow splitting yielded higher production rates than single-routed ones.In the long-term, the contribution is a methodology to handle network output constraints in reservoir management problems, particularly in water-flooding processes. Since full-field implicit simulations are prohibitively costly, reservoir management policies are typically developed with standalone reservoir models, while the constraints regarding the network are limited or fully disregarded. We propose to optimize the integrated problem with a multiple shooting formulation, which is a control method suitable for problems with numerous output constraints. The methodology is employed in the optimization of a two-phase black-oil reservoir producing to a gathering network with nonlinear constraints regarding the operation of electrical submersible pumps. The method's capability to handle network constraints is assessed by constrasting its results against conventional approaches which neglected the gathering network system. These contributions, seen from the integrated operations perspective, may support production and reservoir engineers in decision making processes of real-world fields.
| Identifer | oai:union.ndltd.org:IBICT/oai:repositorio.ufsc.br:123456789/179949 |
| Date | January 2017 |
| Creators | Silva, Thiago Lima |
| Contributors | Universidade Federal de Santa Catarina, Camponogara, Eduardo, Foss, Bjarne Anton |
| Source Sets | IBICT Brazilian ETDs |
| Language | Portuguese |
| Detected Language | Portuguese |
| Type | info:eu-repo/semantics/publishedVersion, info:eu-repo/semantics/doctoralThesis |
| Format | 157 p.| il., gráfs., 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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