Programa: PRH-ANP/MCT N0 34
Formação de Engenheiros nas Áreas de Automação, Controle
e Instrumentação para a Indústria do Petróleo e Gás
Universidade Federal de Santa Catarina
Plano de Trabalho de Bolsista
Identificação
Nome: André de Oliveira Traple
CPF: 052.746.109-19
Matrícula: PRH-ANP/MCT N0: 2007.1714-8
Tipo de Bolsa: Graduação
Orientador: Prof. Daniel Juan Pagano
Co-orientador: Prof. Agustinho Plucenio
Tema: Controle de Oscilações em Processos de Elevação Artificial de
Fluídos Multifásicos
Local: DAS-CTC-UFSC
1. Introdução
As oscilações em sistemas físicos representam, em muitos casos, uma
fonte de instabilidade. Fenômenos de comportamento oscilatório podem ser
encontrados em diferentes áreas da engenharia, como por exemplo: em
sistemas mecânicos com fricção, estruturas aeronáuticas (Ângulo et al.,
2005a), sistemas de perfuração de poços de petróleo (Canudas-de-Wit et al.,
2005), circuitos comutados em eletrônica de potência (Verghese e Banerjee,
2001), sistemas de elevação e transporte de fluídos multifásicos na indústria do
petróleo (Storkaas e Skogestad, 2004),(Godhavn et al., 2005).
O objetivo principal deste projeto é o desenvolvimento de técnicas de
controle para:
•
elevação de fluidos multifasicos em risers submarinos de forma a
evitar fenômenos oscilatórios na vazão e na pressão destes
dutos (Pagano et al., 2006);
•
e para suprimir oscilações em poços de petróleo que operam por
elevação artificial do tipo gás-Lift contínuo (Pagano et al., 2008).
Nestes dois casos pode haver uma variação brusca na produção de óleo
que afeta a qualidade da separação entre a água e óleo e que também pode
levar a uma parada de emergência da plataforma por nível muito alto dos
separadores.
As oscilações, também conhecidas como “golfadas”, podem ser
provocadas pelo escoamento multifásico (óleo, água e gás) nas tubulações que
ligam os poços à plataforma.
Existem condições que levam a um fluxo
intermitente com “golfadas” de líquido, seguidas de “ondas” de produção de
gás. Este regime de escoamento multifasico depende das vazões, das
propriedades dos fluidos e da geometria das tubulações. As causas que geram
este escoamento instável podem ser de natureza hidrodinâmica (diferença
entre as velocidades das fases) [Storkaas et al., 2003] ou devido à geometria
do terreno. Nesse último caso a forca da gravidade é capaz de gerar este tipo
de escoamento nos “risers”, que são as tubulações ascendentes do fundo do
mar até a plataforma.
As conseqüências deste escoamento com golfadas são variações nas
pressões e nas vazões dos líquidos e gases. Como foi comentado
anteriormente, estas oscilações causam severos problemas para a operação
da plataforma: (i) dificuldade de separação da água e do óleo, e (ii) possível
parada de emergência por nível alto. A continuação são detalhados os dois
problemas que serão abordados neste trabalho:
a) Oscilações na elevação de fluidos multifasicos em risers
submarinos:
A formação deste escoamento com “golfadas” é mostrado na Figura 1.
O líquido se acumula na base do “riser” e chega a bloquear o gás. Isto faz com
que a pressão na base (P1) suba, e o líquido vá se acumulando no “riser”
(Figura 2). Quando a pressão na base do “riser” (P1) for grande o suficiente
para deslocar o líquido acumulado, todo esse volume é abruptamente enviado
para a plataforma. A partir desde momento a pressão P1 cai, e o ciclo se
repete.
Fig. 1. Formação de golfadas em risers submarinos.
Fig. 2. Detalhe do riser submarino.
b) Oscilações em poços de petróleo que operam por elevação
artificial do tipo gás-lift contínuo:
Poços de petróleo operando por elevação artificial gás-lift apresentam
frequentemente oscilações quando operam com baixa vazão de gás injetado.
Este regime instável pode produzir golfadas severas no tubo de
produção causando perdas de produção. As oscilações produzidas durante
este regime de escoamento, tambem denominadas de “gas-lift heading
oscillations” se apresentam para baixas taxas de gás injetado e podem reduzir
a produtividade do poço afetando a eficiência do processo de separação de
água, óleo e gás.
Fig. 3. Poço operando por gas-lift.
Estes comportamentos oscilatórios podem ser causados por dois
diferentes fenômenos dinâmicos:
•
Oscilações Heading oscillations: basicamente são produzidas a
baixas taxas de injeção de gás devida a interação do tubo de
revestimento (casing tube) com o tubo de produção, através da
válvula de orifício do tipo check valve. A vazão de gás injetado
apresenta oscilações periódicas permanentes. As oscilações podem
ser suprimidas trocando a válvula de injeção por uma válvula do tipo
Venturi e aumentando, conseqüentemente, a pressão da linha de gás
injetado para permitir operar o poço com este tipo de válvula.
•
Oscilações por ondas de variação de densidade do fluído
(“Density wave oscillations”): são ainda um problema a resolver.
Apresentam-se mesmo com a vazão de gás injetado mantida
constante. As oscilações são basicamente devidas à interação entre
o fluído no tubo de produção com a formação do reservatório sendo
produzidas pela variação da densidade do fluido no tubo de
produção.
A utilização de técnicas de controle para eliminar este tipo de oscilações
pode trazer os seguintes benefícios: (i) manutenção do poço operando em
regiões de operação instável caracterizadas por baixa injeção de gás; (ii)
aumentar o numero de poços operando com restrições de gás; (iii) aumentar os
níveis de segurança nas operações de partida e re-partida de poços.
Vários trabalhos tem sido publicados sobre o tema de estabilização de
sistemas de gas-lift (Jansen et al., 1999), (Eikrem et al., 2004),(Imsland et al.,
2003), (Sinµegre, Petit e Menegatti, 2005), (Sinegre, Petit, Lemetayer, Gervaud
e Menegatti, 2005) mostrando que esta é uma área ativa de pesquisa.
2. Objetivos
Este projeto visa desenvolver técnicas de Controle de Oscilações para
sistemas não-lineares baseadas na utilização de sistemas comutados e na
teoria de bifurcações para sistemas dinâmicos não suaves.
Aplicação destes métodos ao:
• controle de “golfadas” (slug flow) em dutos (risers) submarinos que
transportam fluidos multifasicos no setor up-stream da indústria do
petróleo,
• e em poços que operam por gas-lift contínuo com baixas taxas de vazão
de gás injetado.
3. Metodologia
Serão utilizadas ferramentas de simulação baseadas no software
OLGA2000 da empresa Scandpower. As técnicas de controle desenvolvidas
serão testadas e avaliadas utilizando este software. Dentro dos objetivos do
projeto pretende-se, também, emular o fenômeno de slug-flow em um protótipo
construído a escala de laboratório. Sobre este protótipo testar os algoritmos
propostos.
Todo o desenvolvimento e resultados do projeto serão documentados
em um relatório final.
4. Justificativa
Estudos preliminares mostram que com o controle das golfadas na
elevação de fluídos multifasicos tem-se uma maior produção de óleo. Além de
evitar que estas oscilações causem problemas severos para a operação da
plataforma, dificuldade de separação da água e do óleo, e possível parada de
emergência por nível alto no separador.
Uma intervenção numa plataforma é muito prejudicial. Durante a parada,
as plataformas não estão produzindo. Quanto mais cedo a atividade voltar ao
normal, menor será a perda de receita.
5. Cronograma de atividades
Duração do trabalho: abril/2008 – março/2010
Ano
Mês
1
2
4
2008
5 6 7 8 9 10
x
x x x
x x
x
x
2009
2010
11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3
x
3
x
x x x
x x x
x
x x x x x
x
x x x x x
Etapas
4
5
x x x x
x
x
6
x
x x x
Etapas:
1. Revisão bibliográfica sobre técnicas de controle de oscilações.
2. Definição de processos de slug-flow em risers e poço operando via gáslift para simulação no software OLGA.
3. Obtenção de resultados de simulação para os dois casos de estudo
propostos considerando o sistema operando em modo manual (sem
controle de oscilações).
4. Desenvolvimento de estratégias de controle (redução ou supressão) de
oscilações para os dois casos estudados.
5. Obtenção de resultados de simulação para os dois casos de estudo
propostos considerando o sistema operando em modo automático (com
controle de oscilações).
6. Elaboração do Relatório final.
6. Bibliografia
[1] Angulo, F., di Bernardo, M., Fossas, E. e Olivar, G. (2004). Controlling limit cycles in
planar dynamical systems: a nonsmooth bifurcation approach, Proc. IEEE Symposium
of Circuits and Systems, Vancouver .
[2] Angulo, F., di Bernardo, M., Fossas, E. e Olivar, G. (2005a). Feedback control of
limit cycle: a switching control strategy based on nonsmooth bifurcation theory, IEEE
Transactions on Circuit and Systems-I 52(2): 366–378.
[3] Angulo, F., di Bernardo, M. e Olivar, G. (2005b). Control of limit cycle amplitude
through non-smooth bifurcations, 44th IEEE Conference on Decision and Control, and
European Control Conference 2005 pp. 2604–2609.
[4] Canudas-de-Wit, C., Corchero, M., Rubio, F. e Navarro-Lopez, E. (2005). Doskil: a
new mechanism for suppressing stick-slip in oil well drillstrings, 44th IEEE Conference
on Decision and Control, and European Control Conference 2005 pp. 8260–8265.
[5] Godhavn, J., Fard, M. P. e Fuchs, P. H. (2005). New slug control strategies, tuning
rules and experiments results, Journal of Process Control 15: 547–557.
[6] Storkaas, E. e Skogestad, S. (2004). Cascade control of unstable systems with
application to stabilization of slug flow, IFAC Symposium ADCHEM 2003 .
[7] Pagano, D. J., Plucenio, A. e Salvato, P. K. (2006). Controle de oscilações
utilizando sistemas comutados, Proc. of XVI Brazilian Conference on Automatica CBA,
Brazil, 2006 .
[8] Pagano, D. J., Plucenio, A., Traple, A., Gonzaga, C. A. CONTROLLING
OSCILLATIONS AND RE-STARTING OPERATIONS IN GAS-LIFT WELLS. Proc. of
XVI Brazilian Conference on Automatica CBA, Brazil, 2008 .
[8] Plucenio, A., Mafra, A. e Pagano, D. J. (2006). A control strategy for an oil well
operating via gas-lift, Proc. of International Symposium on Advanced Control of
Chemical Processes, IFAC ADCHEM2006, Gramado, Brazil .
[9] Plucenio, A. (2002). Stabilization and optimization of an oil well network operating
with continuous gas-lift, in SPE Annual Technical Conference and Exhibition, San
Antonio, Texas .
[10] Sinegre, L., Petit, N., Lemetayer, P., Gervaud, P. e Menegatti, P. (2005). Casing
heading phenomenon in gas lifted well as a limit cycle of a 2nd model with switches,
Proc. of the 16th IFAC World Congress, Praha .
[11] Sinegre, L., Petit, N. e Menegatti, P. (2005). Distributed delay model for density
wave dynamics in gas lifted wells, Proc. of the 44th IEEE Conference on Decision and
Control, and the European Control Conference 2005, Seville .
Florianópolis, 31 de Julho de 2008.
Bolsista: André de Oliveira Traple
Orientador: Daniel Juan Pagano