Controle ativo de golfadas em poços de petróleo offshore

A produção de petróleo e gás é caracterizada pelo transporte dos fluidos do reservatório até as instalações de processamento, onde as correntes produzidas são tratadas e enquadradas de acordo com as especificações de comercialização, descarte ou reinjeção. A etapa de transporte dos fluidos até a planta de processamento é governada por complexos fenômenos de escoamento multifásico em longas tubulações, principalmente quando o ambiente de produção é marítimo. Esta combinação de cenários pode induzir o surgimento de padrões cíclicos de oscilação de pressão-vazão no escoamento do poço. Este fenômeno é classificado como um ciclo limite estável, que no estudo da dinâmica de sistemas é um comportamento não linear gerado por uma trajetória fechada no espaço de fase com formato de espiral quando o tempo tende ao infinito. Na indústria do petróleo, este ciclo limite é chamado de golfada, escoamento intermitente, slugging ou slug flow e é constituído pelo deslocamento de ondas de massa de fluido nas linhas de produção, o que coloca as instalações em risco e reduz a capacidade produtiva dos poços. Muitas publicações sobre métodos de controle deste fenômeno têm discutido o problema desde a década de 1980, contudo muitos pontos permanecem em aberto visto a complexidade e diversidade de cenários possíveis. Além disso, poucas aplicações em campo são reportadas na literatura, sendo que a maior parte dos trabalhos práticos publicados apresenta descrições limitadas que dificultam a replicação das metodologias utilizadas. Portanto, esta tese objetiva explorar abordagens de controle por retroalimentação (controle ativo) para problemas de ciclo limite em poços de petróleo em águas profundas e ultraprofundas. Aspectos como controle preditivo, multivariável e não linear são discutidos e explorados no trabalho, culminando em duas diferentes aplicações de campo descritas em detalhes. Até onde se sabe, esta é a primeira vez que estratégias de controle preditivo e de controle não linear são apresentadas na literatura em aplicações reais de controle ativo de golfadas. Como resultado, foi possível minimizar os efeitos adversos das golfadas e aumentar a produção dos poços em cerca de 10% nas aplicações reais.Oil and gas production is characterized by the transport of fluids from the reservoir to the processing facilities, where the streams produced are treated and fitted to commercial, disposal or reinjection specifications. The fluid transport stage to the processing plant is governed by complex multiphase flow phenomena in long pipelines, especially when the production environment is marine. This combination of scenarios can induce the appearance of singularities in the flow stability, resulting in the formation of cyclic flow patterns. This phenomenon is classified as a stable limit cycle, which in system dynamics means a nonlinear behavior generated by a closed trajectory in the phase space with a spiral shape when time tends to infinity. In the oil industry, this limit cycle is called slugging, slug flow or intermittent flow and causes pressure and flow waves in the well, exposing the facilities to risk and reducing production capacity. Several publications on methods of controlling this phenomenon have discussed the problem since the 1980s, however many points remain open due to the complexity and diversity of possible scenarios. Furthermore, few field applications are reported in the literature, and most of the published works present poor descriptions that make it hard to replicate the methodologies deployed. Therefore, this thesis aims to explore feedback control approaches (active control) for limit cycle problems in oil wells in deep and ultra-deepwaters environment. Aspects such as predictive, multivariable and nonlinear control are discussed and explored in this work, resulting in two different field applications described in detail. As far as is known, this is the very first time that predictive control and nonlinear control strategies are presented in the literature to deal with slugging in actual applications. As a result, it was possible to minimize the adverse effects of the slug flow and increase the production of the wells by about 10% in actual deployments