O problema da otimização do gás lift com alocação de poços aos separadores de produção

Submitted by Daniele Fonseca (daniele@ct.ufrj.br) on 2020-05-11T12:52:43Z No. of bitstreams: 1 GabrielaSouzaChaves-min.pdf: 1040566 bytes, checksum: dbf90d3a7ed0ac7958280da35a28c7d3 (MD5)Made available in DSpace on 2020-05-11T12:52:43Z (GMT). No. of bitstreams: 1 GabrielaSouzaChaves-min.pdf: 1040566 bytes, checksum: dbf90d3a7ed0ac7958280da35a28c7d3 (MD5) Previous issue date: 2018-03O desenvolvimento de metodologias de otimização é de extrema importância para a área de produção de um campo petrolífero, uma vez que pequenas alterações no ponto operacional podem gerar incremento na receita sem adicionar custos. Este trabalho tem como objetivo fazer a otimização da produção de petróleo na chegada da unidade de produção considerando a alocação dos poços aos separadores de produção. As restrições consideradas no modelo são relacionadas às capacidades de processamento de água, óleo e gás nos separadores. As variáveis de decisão são a vazão de gás-lift dos poços, pressão dos separadores e a alocação dos poços aos separadores. Assim, o problema é de programação linear inteira mista. As curvas de desempenho dos poços foram linearizadas por meio de interpolação do tipo SOS2. Essas curvas foram geradas em um modelo de simulação da elevação e escoamento da produção próprio e de mesma linguagem computacional (Pyhton) que a otimização, o que possibilita a formulação de uma comunicação robusta entre a simulação e a otimização. O estudo concluiu que o ponto operacional, resultado da otimização, é altamente sensível às capacidades da plataforma. Além disso, a qualidade da curva de desempenho do manifold é mais importante em cenários de produção mais restritos.The development of optimization methodologies is very important for the production phase of an oil field, since small changes in the operational point can increase the revenue without adding costs. The objective of this work is to optimize the oil production at the arrival of the production unit considering the allocation of the wells to the production separators. The constraints are related to the water, oil and gas processing capacities. The decision variables are the gas-lift rate of the wells, the separators pressure and the allocation wells - separators. Thus, the problem is a mixed integer linear programming. The performance curves of the wells were linearized by SOS2 interpolation. These curves were generated by the own multiphase flow model simulation and using the same computational language (Pyhton) than the optimization. This same computational language enables a robust formulation to communicate the simulation and the optimization. The study concluded that the operational point, a result of optimization, is highly sensitive to platform capabilities. In addition, a quality of the manifold performance curve is most significant in more restricted production scenarios