Simulação de escoamentos bifásicos gás-líquido em sistemas marítimos de produção usando software comercial

Abstract

Esta dissertação tem como objetivo o estudo de escoamentos permanentes e transientes em sistemas offshore de produção de petróleo, acompanhando o trajeto desde o reservatório até a superfi´cie do mar, considerando as caracteri´sticas operacionais dos campos do pré-sal brasileiro. O estudo foi conduzido com o uso do pacote comercial ALFAsim, sendo seus resultados comparados aos desempenhos dos simuladores OLGA e do modelo Parque das Baleias, desenvolvido por Gessner (2021), cujos dados foram cedidos pela Petrobras (2024). Foram analisados sete sistemas submarinos, com uma base de dados de campo composta por 350 pontos, distribui´dos em três locais estratégicos do sistema petroli´fero: PDG (Permanent Downhole Gauge), TPT (Temperature and Pressure Transducer) e o Manifold ou a UEP (Unidade Estacionária de Produção), no caso dos poços satélites. O modelo de fluido utilizado foi o desenvolvido no estudo de Gessner (2021), e a análise foi realizada com a mesma modelagem de condições de contorno, parâmetros operacionais e propriedades dos fluidos aplicadas ao OLGA e ao modelo Parque das Baleias. Nos resultados em regime permanente, além da análise do desempenho na previsão dos parâmetros de escoamento, os modelos foram comparados estatisticamente por meio das previsões de pressão, em contraste com os dados de campo obtidos dos sensores de pressão e temperatura. Observou-se que as diferenças entre os padrões de escoamento adotados por cada modelo têm importância secundária na estimativa de pressão, não influenciando significativamente os resultados. Nesse contexto, destacam-se os Percentuais de Acerto (PA): 94,6% para o ALFAsim, 99,4% para o modelo PB e valores semelhantes para o OLGA, considerando uma margem de erro de ±20%. Dentro de uma faixa mais restrita de ±10%, os acertos foram de 73,1% para o ALFAsim, 75,1% para o OLGA e 87,1% para o modelo PB. Esses resultados sugerem que o software comercial ALFAsim apresenta desempenho comparável aos simuladores OLGA e PB. Para os resultados em regime transiente, foram analisados dois casos operacionais envolvendo parada de poço por 4 horas, repartida e despressurização com duração de 8 horas cada, em dois pontos da linha de fluxo: ANM e UEP. Os dados dessas simulações foram comparados com os resultados do OLGA cedidos pela Petrobras (2024) sob as mesmas condições operacionais, utilizando-se a base de dados fornecida para este estudo. Os resultados mostraram baixa dispersão e alta equivalência entre os simuladores comerciais, com boa correlação frente aos dados permanentes de pressão e temperatura da base de referência.

Abstract: This master?s thesis aims to study steady-state and transient flows in offshore oil production systems, following the path from the reservoir to the sea surface, considering the operational characteristics of Brazil?s pre-salt fields. The study was conducted using the commercial software ALFAsim, and its results were compared to the performance of the OLGA simulator and the Parque das Baleias model, developed by Gessner (2021), with data provided by Petrobras (2024). Seven subsea systems were analyzed, based on a field dataset consisting of 350 data points distributed across three strategic locations in the petroleum system: PDG (Permanent Downhole Gauge), TPT (Temperature and Pressure Transducer), and the Manifold or UEP (Floating Production Unit), in the case of satellite wells. The fluid model used was developed in Gessner?s study, and the analysis was performed using the same modeling of boundary conditions, operational parameters, and fluid properties applied to OLGA and the Parque das Baleias model. For the steady-state flow results, in addition to performance evaluation in the prediction of flow parameters, the models were statistically compared through pressure predictions contrasted with field data obtained from pressure and temperature sensors. It was observed that differences in the flow pattern modeling among the simulators had secondary importance in pressure estimation and did not significantly influence the results. In this context, the Accuracy Rates (AR) were: 94.6% for ALFAsim, 99.4% for the PB model, and similar values for OLGA, considering an error margin of ±20%. Within a narrower margin of ±10%, the accuracy was 73.1% for ALFAsim, 75.1% for OLGA, and 87.1% for the PB model. These results suggest that the commercial software ALFAsim shows performance comparable to that of the OLGA and PB simulators. For the transient regime results, two operational cases were analyzed involving a well shut-in for 4 hours, well restart, and well depressurization lasting 8 hours each, at two points of the offshore system: ANM and UEP. The data from these simulations were compared with the results from OLGA provided by Petrobras (2024) under the same operational conditions, using the database supplied for this study. The results showed low dispersion and high equivalence between the commercial simulators, with good correlation with the steady-state pressure and temperature data from the reference database.