Modelagem integrada das propriedades dos fluidos de reservatório e do escoamento em sistemas marítimos de produção de petróleo da camada pré-sal

Abstract

Este trabalho tem como objetivo desenvolver modelos matemáticos voltados para a representação tanto das propriedades termodinâmicas e de transporte dos fluidos de reservatório de petróleo da camada pré-sal, quanto do escoamento descrito por eles durante seu trajeto até a superfície nos Sistemas Marítimos de Produção. Busca-se, na verdade, por uma solução integrada, que faça uso de ferramentas semelhantes em ambas as frentes e leve sempre em consideração os efeitos que uma exerce sobre a outra. O modelo de fluido emprega uma formulação híbrida, parte composicional e parte black oil. A fim de melhor descrever os fenômenos ali envolvidos, julgou-se necessário (i) propor uma nova expressão para o coeficiente angular da função alpha(T) de Soave (1972) aplicável a moléculas com fator acêntrico elevado, (ii) desenvolver uma nova metodologia de caracterização das frações SCN aplicável até C100 e (iii) elaborar um procedimento de ajuste multivariável pautado nos parâmetros mais relevantes do conjunto de expressões. A etapa de validação balizou-se num conjunto de dez amostras reais de petróleo do pré-sal da Bacia de Campos. Na melhor configuração encontrada, o erro médio das simulações voltadas aos ensaios de liberação flash ficou em 3.59% para a fração mássica de gás liberado, 0.60% para massa específica do óleo morto e 3.28% para a massa molecular do gás liberado. Quanto aos ensaios de liberação diferencial, os erros médios ficaram em 0.93% para a pressão de bolha da mistura, 1.33% para a massa específica do óleo no ponto de bolha, 5.64% para a compressibilidade isotérmica do óleo subsaturado, 1.87% para a fração mássica do gás total liberado, 0.38% para a massa específica do óleo morto e 43.6% para o coeficiente de expansão térmica do óleo morto. Já a representação do escoamento seguiu a abordagem mecanicista, ou fenomenológica. Partindo da formulação desenvolvida por Bendiksen et al (1991), viu-se que os esforços de melhoria deveriam concentrar-se na (i) modelagem da fração volumétrica de gás no pistão para o padrão de golfadas (ii) e da tensão de cisalhamento na parede para o fluxo em bolhas, bem como (iii) na seleção criteriosa dos patamares de rugosidade superficial atribuídos aos dutos e colunas de produção. A validação da nova ferramenta computacional amparou-se numa base de dados formada por 249 registros reais de operação de seis SMPs, situados em dois campos de pré-sal da Bacia de Campos. Suas previsões traduziram-se num MAPE de 4.23%, com 88.4% delas dentro da faixa de tolerância de +-10% e somente uma fora da faixa de +-20%.

Abstract: This work aims to develop mathematical models to represent the thermodynamic and transport properties of oil reservoir fluids in the pre-salt layer and their flow behavior in their journey from the bottom of the well to the surface in offshore production systems. The search is for an integrated solution that uses similar tools on both fronts and always considers the effects that one has on the other. The fluid model employs a hybrid formulation, part compositional and part black oil. To better describe the phenomena involved, it was deemed necessary (i) to propose a new expression for the slope of the alpha(T)-function of Soave (1972) applicable to molecules with high acentric factor, (ii) develop a new methodology for characterization of SCN fractions applicable up to C100 and (iii) develop a multivariate fitting procedure based on the most relevant parameters of the set of expressions. The validation stage was based on ten actual pre-salt oil samples from the Campos Basin. In the best configuration found, the average error of the simulations of flash liberation tests was 3.59% for the mass fraction of released gas, 0.60% for the dead oil mass density and 3.28% for the molecular mass of the released gas. As for the differential liberation tests, the average errors were 0.93% for the bubble pressure of the mixture, 1.33% for the oil mass density at the bubble point, 5.64% for the isothermal compressibility of the undersaturated oil, 1.87% for the mass fraction of the total gas released, 0.38% for the dead oil density and 43.6% for the thermal expansion coefficient of the dead oil. The flow representation, on the other hand, followed the mechanistic or phenomenological approach. Based on the formulation developed by Bendiksen et al (1991), it became clear that improvement efforts should focus on (i) modeling the liquid slug void fraction in the slug flow pattern, (ii) modeling the wall shear stress in the bubble flow pattern and (iii) carefully selecting the surface roughness levels in pipelines and production tubing. The validation of the new computational tool was supported by a database formed by 249 actual operating records of six Maritime Production Systems located in two pre-salt fields in the Campos Basin. The predictions resulted in a MAPE of 4.23%, with 88.4% of the data points within +-10% and only one outside the +-20% range.