Estudos Efetuados

Uma vez desenvolvida a análise integrada e consequentemente a ferramenta de simulação e após a validação da ferramenta comparando os resultados com os simuladores comerciais, vários estudos com o objetivo de otimizar vários aspectos relacionados aos sistemas de produção foram efetuados. Os principais parâmetros que devem ser estabelecidos para a configuração e capacidades dos sistemas de produção foram escolhidos para serem otimizados, conforme descrito a seguir.

A capacidade à vazão de óleo produzido foi estabelecido como primeiro parâmetro relacionado aos sistemas de produção a ser investigado. Ele foi escolhido como primeiro por impactar muito o CAPEX dos sistemas de produção e, principalmente da UEP. Além disto, para campos marítimos de elevada produtividade e RGO, o elevado peso da planta de produção e as limitações de construtibilidade da planta limitam a capacidade máxima permitida. Por outro lado, para o caso de um campo com elevada reserva, diversas UEPs são necessárias. Quanto maior a capacidade de cada UEP, menor é o número de UEPs necessárias e, por consequência, menor é o CAPEX total envolvido no empreendimento.

Como segundo item a ser investigado, a aplicação de choke submarino localizado na ANM

foi avaliada. Este item é importante, pois pode permitir a redução da classe de pressão de equipamentos à jusante do choque, reduzindo os custos envolvidos, caso uma série de requisitos relacionados à segurança apresentem viabilidade de atendimento.

A pressão média de reservatório, após a etapa de depleção natural constitui aspecto relacionado à estratégia de desenvolvimento do campo, entretanto apresenta elevado impacto em sistemas de produção, dentre eles, na pressão mínima de recebimento de fluidos pela planta de produção e na pressão requerida para o sistema de bombeio de água a ser injetada em reservatório. A pressão média de reservatório após a depleção constituir uma variável monitorada, sendo necessário definir diversos parâmetros para a obtenção desta pressão mínima,

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entretanto, no simulador desenvolvido em função da análise integrada é possível definir como dado de entrada este valor de pressão.

A configuração da planta de separação de fluidos, as pressões de separação também foram estudadas, pois apresenta elevado impacto em consumo energético, complexidade e, consequentemente, na capacidade máxima ao óleo permitida, bem como em CAPEX.

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5

APLICAÇÃO

Neste capítulo, as premissas utilizadas para o estudo de caso são apresentadas. Todos os resultados são relativos a um reservatório de elevada pressão produzido pelo número total de 7 poços produtores, tempo entre a entrada de cada poço de 2 meses. Também foram considerados 4 poços injetores de água com tempo entre a entrada de cada poço de 2 meses. Um esquema simplificado para os sistemas de produção pode ser visualizado na Figura 18.

Figura 18 – Esquema do Cenário Analisado

Para o estudo em questão foi considerado um reservatório com o Volume of Oil In Place

(VOIP) de 1,0 x106 bbl confinado em volume poroso a uma pressão média estática de 910 bar(a) e temperatura de 82 ºC. O reservatório encontra-se a uma profundidade média de 3.750 m abaixo do leito marinho. As premissas de reservatórios estão resumidas na Tabela 5.

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Tabela 5 - Premissas de Reservatórios

A mesma geometria de poço vertical, linha de escoamento e riser vertical foram adotadas

para todos os poços produtores.

A Tabela 6 evidencia a geometria adotada para o escoamento do reservatório até a UEP.

Tabela 6 - Geometria do Escoamento para Todos os Poços Produtores

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Tabela 7 - Composição do Fluido Considerado no Estudo

3 Nitrogen 0,50% 4 Methane 65,00% 5 Ethane 8,00% 6 Propane 5,00% 7 i-Butane 1,00% 8 n-Butane 2,00% 9 i-Pentane 0,60% 10 n-Pentane 0,70% 11 n-Hexane 1,00% 12 n-Heptane 1,00% 13 n-Octane 1,50% 14 n-Nonane 1,10% 15 n-Decane 1,00% 16 n-C11 1,00% 17 n-C12 0,80% 18 n-C13 0,70% 19 n-C14 0,60% 20 n-C15 0,50% 21 n-C16 0,40% 22 n-C17 0,30% 23 n-C18 0,20% 24 n-C19 0,10% 25 n-C20+ 7,00% 100,00% 500 0,9000 Massa Molecular do C20+* Densidade do C20+*

Composição do Fluido de Reservatório

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VALIDAÇÃO COM SIMULADORES COMERCIAIS

Neste capítulo, os resultados obtidos pelo modelo desenvolvido são comparados com os resultados de pacotes comerciais. A representação composicional foi utilizada para todos os simuladores, tanto para o modelo de escoamento como para o modelo de reservatório, tanto com a utilização de simulador comercial como com o simulador desenvolvido. Os parâmetros da Equação de Estado de Peng-Robinson, bem como os parâmetros de interação binária entre cada componente no modelo de mistura foram os mesmos tanto para os pacotes comerciais, como para o simulador desenvolvido.

Como os resultados do modelo de reservatório, na forma de curvas de produção de óleo, gás e água, bem como de injeção de água em reservatório para a manutenção da pressão são dependentes da boa representação do escoamento que fornecerá a contrapressão em frente os canhoneados para determinadas vazões de produção, optou-se por comparar primeiro os resultados do modelo escoamento com os de pacote comercial PIPESIM.

Em seguida, as curvas de produção de óleo, gás e água e de injeção de água fornecidas pelo modelo desenvolvido foram comparadas com as resultantes de modelagem em simulador comercial CMG-IMEX. Um modelo de reservatório com geometria simples e volume de óleo in place igual ao utilizado no simulador desenvolvido foi utilizado. O mesmo valor de IP de poços

foi utilizado tanto no pacote comercial como no simulador desenvolvido.

Neste momento, é importante salientar que a ferramenta desenvolvida é aplicável às etapas de avaliação de viabilidade e projeto conceitual. Neste período, as incertezas associadas à baixa quantidade de informações de fluidos, reservatório e outras pode superar muito a precisão e compatibilidade de respostas obtidas entre o simulador desenvolvido e os pacotes comerciais. Uma precisão muito elevada pode não ser adequada ao nível de incerteza apresentado nesta fase, além de contribuir para o aumento do tempo computacional requerido para as simulações, prejudicando, desta forma, o trabalho de otimização. Por este motivo optou-se por não efetuar uma comparação matematicamente rigorosa, estatística baseada em todos os pontos obtidos.

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Validação com Simulador Comercial de Escoamento

Com o objetivo de verificar as diferenças de respostas entre o simulador comercial PIPESIM e o modelo desenvolvido. Para ambos os simuladores o modelo de Beggs & Brill sem a correção de Palmer foi utilizado. Em ambos os simuladores foi utilizada a abordagem composicional com os parâmetros do modelo termodinâmico de Peng Robinson devidamente ajustados, conforme já descrito anteriormente. Os valores de rugosidade, Thermal Exchange Coeficient (TEC), diâmetros internos e geometria dos dutos utilizados tanto para o simulador

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Os resultados foram comparados e constam na Figura 19. A diferença entre o perfil de pressão gerado pelo simulador comercial e o modelo desenvolvido é baixa não ultrapassando 2 %. Os perfis de pressões com as distancias de escoamento foram muito próximos, tanto para o trecho vertical do poço, como para o trecho horizontal da linha inclinado do riser.

Figura 19 - Resultados Comparativos entre o Modelo Desenvolvido e o Simulador Comercial PIPESIM (1 bar = 1x105 Pa)

Mesmo no trecho do riser, onde o holdup de líquido se altera drasticamente pela liberação

de gás que se encontrava em solução no petróleo, o modelo desenvolvido conseguiu capturar de forma muito próxima o comportamento gerado pelo simulador comercial PIPESIM. O holdup de

líquido é definido, de acordo com Shoham (2006), como sendo a fração de área transversal ao escoamento ocupada pela fase líquida.

A modelagem termodinâmica rigorosa foi fundamental para esta compatibilidade de respostas, já que a utilização de parâmetros padrão (default) no simulador comercial levavam a

grandes discrepâncias em relação às respostas do simulador desenvolvido. Em petróleos com elevado RGO, a utilização de modelos do tipo Black-oil fornecem respostas bem discrepantes. Esta comparação foi efetuada durante o desenvolvimento deste trabalho, porém devido às grandes diferenças apresentadas optou-se por não apresentá-las. Os resultados obtidos podem ser importantes para sinalizar a importância de avaliar as incertezas na composição, bem como no

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modelo termodinâmico representativo dos fluidos de reservatório considerados. Variações na composição de fluidos devido às gradações composicionais no reservatório, ou mesmo a erros de amostragem e de determinação experimental da composição via análise cromatográfica e dos parâmetros do modelo termodinâmica via análise de Pressão, Volume e Temperatura (PVT) podem influenciar bastante os resultados obtidos.