Campo da Invenção

[0001] Desde o início da exploração comercial do petróleo pela indústria moderna, em meados do século XIX, sua demanda tem aumentado continuamente em virtude do mesmo ser a matéria prima de produtos essenciais para a vida moderna, como combustíveis e petroquímicos. Além disso, organizações como a Agência Internacional de Energia (AIE) e a Organização dos Países Exportadores de Petróleo (OPEP) preveem um crescimento da ordem de 20% da demanda até 2040, mesmo em um cenário em que os países cumpram os compromissos climáticos assumidos no Acordo de Paris de 2015, que impõe menor emissão de gases de efeito estufa.

[0002] Atender a esta demanda crescente tem se tomado um desafio cada vez maior, já que os reservatórios dos quais o petróleo pode ser facilmente extraído têm se tomado cada vez mais raros, uma vez que sua exploração foi priorizada no passado devido aos menores custos envolvidos. O petróleo proveniente destes campos, muitas vezes chamado de “óleo fácil”, representava 75% da produção em 1990, mas até 2040 deve representar apenas 25% da produção mundial.

[0003] O restante da produção é extraído de reservatórios cuja exploração é mais complexa, por estarem localizados em regiões de difícil logística, como em águas profundas e ultra profundas, ou por possuírem petróleo de baixa ou baixíssima viscosidade, o que dificulta enormemente o processo de extração. [0004] Esta escalada de complexidade de exploração das novas descobertas tem justificado um interesse cada vez maior em se aumentar o fator de recuperação de óleo dos campos já em produção. No entanto, isto implica na necessidade de se realizarem ajustes nos sistemas de produção com o objetivo de torná-los capazes de operar de maneira econômica até mesmo em reservatórios maduros, caracterizados por uma pressão interna reduzida e pela consequente dificuldade no escoamento da produção. [0005] No Brasil, diversos campos maduros, como Marlim e Albacora, deverão passar por este processo de ajuste dos sistemas de produção com o objetivo de estender sua vida útil econômica, viabilizando um fator de recuperação de óleo superior ao alcançável com sistemas atuais. No caso de Marlim, o projeto foi batizado de “Revitalização de Marlim” e contempla a instalação de duas novas plataformas de produção, em substituição às nove plataformas em operação, além de grande rearranjo dos sistemas submarinos. [0006] Entre os ajustes a serem feitos nestes campos está a interligação de um grande número de poços a uma única plataforma de produção, muitas vezes resultando em redes de tubulações submarinas de comprimentos significativos e com diferentes condições de pressão e temperatura. O grande desafio destes arranjos é garantir o escoamento da mistura multifásica de óleo, gás e água produzida nos poços através destes longos trechos de tubulações horizontais e verticais até plataformas de produção. Este desafio é ainda maior em campos maduros, cuja baixa pressão do reservatório dificulta um escoamento de características favoráveis.

[0007] Entre os fenômenos que podem prejudicar o escoamento estão problemas de natureza físico-química, como deposição de cera, formação de hidratos e corrosão da linha, e também problemas de natureza física, como o estabelecimento de um fenômeno de escoamento conhecido como golfada severa, caracterizado por oscilações periódicas e de grande amplitude nas vazões produzidas de líquido e gás, que diminuem a eficiência do processo de separação da plataforma de produção e que podem causar danos à estrutura do reservatório, às tubulações e aos equipamentos da plataforma. Este fenômeno ocorre quando o líquido produzido no poço obstrui a passagem de gás do trecho horizontal da tubulação submarina (flowline) para o trecho vertical (riser), causando o acúmulo de gás ao longo do trecho horizontal e de líquido no riser, como pode ser observado na Figura 1.

[0008] O processo cíclico de geração de golfadas severas possui quatro etapas, conforme é apresentado na Figura 2. A primeira é a etapa de bloqueio e inicia-se quando, devido à ação gravitacional, o líquido produzido no poço se acumula na base do rise bloqueia a passagem do gás que escoa na flowline. Esta condição só ocorre quando tanto a vazão de líquido quanto a vazão de gás são suficientemente baixas ao ponto de criar as condições necessárias para o estabelecimento de algum regime de escoamento que possibilite a ocorrência deste bloqueio, como o escoamento estratificado. É por esta razão que sistemas de produção com escoamentos estáveis passam a apresentar golfadas severas à medida que os reservatórios amadurecem e, consequentemente, diminuem a vazão produzida.

[0009] Com a base do riser bloqueada por líquido, inicia-se a etapa de acúmulo, caracterizada pela pressurização da flowline pelo gás, agora bloqueado, e pelo preenchimento gradual do riser com líquido, repercutindo em aumento da pressão na base do riser devido à pressão hidrostática da coluna. Estas duas pressões continuam crescendo enquanto a pressão na base do riser for maior que a pressão da flowline. Como a pressão hidrostática da coluna de líquido é limitada pelo comprimento finito do riser, eventualmente a pressão da flowline irá superar a pressão na base do riser.

[0010] No instante da ocorrência desta superação, inicia-se a etapa de produção da golfada, em que o gás adquire pressão suficiente para impulsionar o líquido acumulado para fora do riser, além disso o gás começa a penetrar axialmente no volume de líquido. Conforme o líquido é expelido do riser, a pressão da flowline diminui, causando expansão do gás e consequente aumento nas velocidades de escoamento, caracterizando uma realimentação positiva que explica, em grande parte, a severidade deste tipo de golfada.

[0011] Após a saída da maior parte do gás e do líquido do riser, o gás deixa de se expandir causando uma diminuição na sua velocidade, que em certo ponto se toma insuficiente para impulsionar o líquido para cima, dando início à etapa de recuo. Nesta etapa, o líquido presente no riser, majoritariamente na região anular, inicia um fluxo reverso, em direção à base do riser, devido à ação gravitacional. Eventualmente, o acúmulo deste líquido na base do riser volta a bloquear a passagem do gás, dando início a um novo ciclo de golfada.

[0012] As grandes variações de vazões e de pressões decorrentes do processo descrito acima possui diversas consequências negativas, como a diminuição da eficiência do processo de separação, o que pode fazer com que a água descartada para o mar tenha uma concentração de óleo superior ao limite estabelecido pela agência ambiental, gerando custosas multas à empresa operadora do campo. Uma separação deficiente também repercute em cargas de óleo com conteúdo de água em excesso, que muitas vezes não podem ser entregues ao comprador em virtude de exigências contratuais de qualidade do produto, implicando em necessidade de reprocessamento. Como ambas as situações são indesejáveis, plantas com baixa eficiência de separação têm sua vazão processada diminuída, causando significativos prejuízos financeiros devido à diminuição da produção.

[0013] Caso as grandes variações nas vazões de entrada se propaguem através da planta de separação, equipamentos que ficam sujeitos a estas variações, como válvulas de controle, bombas de exportação e compressores de gás, tendem a ter confiabilidade e vida útil reduzidas. Isto repercute em aumento dos custos de manutenção da planta de processo e dos custos associados às perdas de produção em virtude de falhas nestes equipamentos.

[0014] Finalmente, as golfadas também podem repercutir em descontroles de processo, com diminuição ou aumento repentino do nível dos vasos separadores, causando paradas de emergência, e, em casos mais graves, derramamento de óleo no mar ou admissão de óleo no compressor de gás, condição extremamente danosa para o equipamento.

[0015] Em virtude do alto potencial danoso das golfadas severas, sempre que um sistema as desenvolve, são procuradas alternativas para se reestabelecer a estabilidade do escoamento, como reprojeto e substituição das tubulações submarinas, injeção de gás na base do riser, fechamento parcial da válvula de entrada da produção (choking estático) e controle ativo da válvula de entrada da produção (choking dinâmico).

[0016] As duas primeiras soluções citadas envolvem substituição ou adição de novas instalações submarinas e, portanto, são raramente utilizadas em virtude do alto custo envolvido. Na maioria dos casos, a estabilização da vazão dos poços é obtida pela atuação na válvula de entrada da produção (válvula choke), mais comumente de forma estática do que por meio de controle ativo.

[0017] A atuação estática, que consiste em manter a válvula choke com uma abertura parcial fixa, é uma solução bastante utilizada por ser efetiva na estabilização da vazão, sem necessidade de instalação de equipamento adicional. Em contrapartida, esta solução causa aumento da pressão na cabeça do poço, implicando em diminuição da produção de petróleo e consequentes perdas financeiras.

[0018] Já o controle ativo da abertura da válvula choke permite a mesma estabilização na vazão de produção com uma menor pressão na cabeça do poço quando comparada àquela obtida com a técnica de choking estático e, portanto, proporciona uma maior produção. No entanto, a maioria dos casos bem- sucedidos de aplicação do controle ativo exige a medição de alguma pressão submarina, como a pressão na cabeça do poço ou na base do riser, que costumam ser grandezas de difícil aquisição por exigirem a instalação de instrumentos no leito marinho e uma custosa manutenção submarina, que só pode ser executada por embarcações especializadas. Por esta razão, é comum que estas medições não estejam disponíveis, seja por ausência do instrumento ou por falha devido à falta de manutenção.

[0019] A literatura indica que a grande maioria dos resultados obtidos através do controle ativo das variáveis de topo, como a pressão a montante da válvula choke, não foram tão favoráveis quanto os obtidos através do controle de variáveis de fundo. Inclusive, análises de controlabilidade indicam que estas variáveis não são boas para o controle de estabilidade dos sistemas de produção devido à localização dos zeros da função de transferência correspondente no lado direito do plano complexo.

[0020] Tendo em vista o aumento da ocorrência de golfadas severas devido o amadurecimento dos campos de petróleo, os prejuízos causados em sistemas de produção e a dificuldade de suprimi-las na ausência de medições submarinas, foi inventado um novo controlador dinâmico, baseado em técnicas lineares e não-lineares, capaz de eliminar golfadas em sistemas de produção com base em apenas variáveis de superfície e, desta forma, permitir ganhos de produção em relação ao choking estático. Este invento é descrito detalhadamente ao longo deste documento.

Descricão do Estado da Técnica

[0021] Em virtude do alto potencial danoso das golfadas severas, foram desenvolvidas nas últimas décadas diversas técnicas com intuito de prevenir a formação de golfadas ou, ao menos, atenuar seus efeitos nocivos aos sistemas de produção. Estas técnicas diferem amplamente em diversos aspectos, como quanto ao princípio de funcionamento, à exigência de mudança nas instalações, ao local da intervenção (submarina ou superfície) e ao custo de implementação. Essas características determinam a viabilidade de aplicação das soluções.

[0022] Uma das possíveis formas de se interferir no mecanismo de formação da golfada visando a sua eliminação é a diminuição do diâmetro interno da flowline. Esta alteração faz com que a velocidade de escoamento dos fluídos aumente, evitando o estabelecimento de um regime de escoamento na flowline propício para formação de golfadas severas, como o escoamento estratificado. [0023] Em um estudo conduzido no campo gigante de Upper Zakum nos

Emirados Árabes Unidos, Fargharly ( Study of severe slugging in real offshore pipeline riser-pipe system, Procedings SPE Middle East Oil Show, 7-10 Março 1997) reportou que a otimização do diâmetro interno da flowline é capaz de aliviar a ocorrência de golfadas severas, embora não seja capaz de eliminá-las por completo. O maior problema desta solução é que a substituição de uma flowline é uma atividade com um custo muito elevado, ao ponto de se tomar inviável. Além disso, o diâmetro ideal da tubulação depende das características do reservatório, que se alteram ao longo de sua exploração, o que toma a solução pouco robusta.

[0024] Outra forma de se interferir no mecanismo de formação de golfadas é por meio de mudanças na geometria da flowline, como proposto por Makogan e Brook da British Petroleum ( Device for controlling slugging, Inglaterra, Patente 2007/034142, 2007), que patentearam um dispositivo que pode ser descrito como uma tubulação em formato de “U” invertido instalado imediatamente antes do riser, conforme pode ser observado na Figura 3. Os criadores do dispositivo alegam que seu invento diminui o comprimento das golfadas e aumenta a sua frequência, fazendo com o que regime de golfada severa se degenere em um regime de escoamento em plug, que poderia ser facilmente atenuado pela dinâmica lenta dos vasos da planta de separação primária. No entanto, até o momento não existem resultados divulgados que suportem essas alegações, até mesmo em ambientes simulados, o que levanta dúvidas sobre a eficácia da técnica.

[0025] Golfadas severas também podem ser evitadas ao se facilitar a elevação do líquido com a injeção de gás comprimido na base do riser, evitando assim o acúmulo de líquido que bloqueia a passagem de gás. Para esta finalidade, deve-se comprimir parte do gás produzido e injetá-lo na base do riser através de uma tubulação que vai da instalação de superfície até o leito marinho, conforme pode ser observado na Figura 4. A literatura apresenta diversos casos de sucesso da aplicação desta técnica, tanto em ambientes experimentais (JANSEN, F. E. Method of eliminating pipeline-riser flow instability, Procedings SPE Western Regional Meeting, 23-25 Março 1994), quanto em aplicações industriais (ALVAREZ, C. J.; AL-MALKI, S. S. Using gas injection for reducing pressure losses in multiphase pipelines, Procedings SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 5-8 Outubro 2003). Entretanto, não são raros os relatos de que a introdução da injeção de gás na base do riser degradou as condições de escoamento do sistema, até mesmo desencadeando a formação de golfadas hidrodinâmicas em sistemas que apresentavam regime de escoamento estável (AL-KANDARI, A. H.; KOLESHWAR, V. S. Overcoming slugging problems in a long-distance multiphase crude pipeline, Procedings SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 3-6 Outubro 1999).

[0026] Um fator que explica os resultados contraditórios da injeção na base do rise que o sucesso da técnica é bastante dependente da aplicação de uma vazão de gás adequada para cada cenário de escoamento, o que frequentemente não é uma tarefa fácil. Além disso, diversos estudos concluíram que a vazão necessária para estabilizar um sistema com golfadas severas é extremamente alta, ao ponto de o custo de compressão associado tomar-se proibitivo e, portanto, inviabilizar a técnica para aplicações industriais.

[0027] Outra solução, bastante similar à descrita anteriormente, consiste em utilizar o próprio gás disponível na flowline para auxiliar a elevação do líquido, conforme representado na Figura 5. Este método visa a formação de um sistema auto regulável, tendo como maior vantagem o fato de não necessitar de uma fonte de gás adicional. Porém, esta mesma vantagem pode se tomar um problema caso a vazão de gás não seja suficiente para estabilizar o escoamento. Entre as desvantagens deste método estão a necessidade de se desenvolver uma estratégia de controle eficaz para a válvula e os grandes custos associados com as extensas modificações da instalação submarina.

[0028] Como as golfadas severas ocorrem exclusivamente em escoamentos multifásicos, é possível evitá-las por meio da homogeneização dos fluídos produzidos. Uma das formas de alcançar este objetivo é por meio da injeção de elementos químicos tensoativos na flowline (CAMPOS, M. C. M.; LAUREIRO, P.; BORGES, A. M. Novas estratégias de controle para a plataforma de petróleo P-55, Rio Oil e Gas Expo and Conference, Rio de Janeiro, 2006), que reduzem a tensão superficial do líquido, fazendo com que os fluídos se misturem em uma espuma homogênea. Além do custo financeiro associado à injeção contínua do elemento tensoativo e à necessidade de instalação submarina, esse método tem como grande desvantagem uma queda drástica na eficiência de separação da planta de superfície, com consequências potencialmente piores do que as advindas das golfadas.

[0029] Além das soluções submarinas, há também soluções que são baseadas em alterações na instalação de superfície, como é o caso dos capturadores de golfadas. Esta solução se base na instalação de vasos a jusante das válvulas choke, que servem como amortecedores das golfadas de líquido provenientes do riser. Portanto, esta solução não é capaz de impedir a formação da golfada, mas, ao atenuar as bruscas variações das golfadas, mitigam o seu impacto na planta de processo. Na prática, os capturadores de golfada pouco diferem de um separador de produção e sua instalação pode ser caracterizada como a adição de um novo estágio de separação à planta, com o diferencial de serem vasos projetados com dimensões suficientes para amortecer as golfadas de líquido geradas pelo sistema ao qual estão conectados.

[0030] Em sistemas sujeitos às golfadas severas, em que estas podem ser tão longas ou até maiores que os próprios risers, às vezes com quilômetros de comprimento, os vasos capturadores de golfada precisam possuir grandes dimensões para serem capazes de amortecer as golfadas adequadamente. Isto toma a instalação desses equipamentos em plataformas existentes praticamente inviável, uma vez que não costuma existir espaço livre em deck suficiente ou capacidade estrutural para instalação desta carga adicional.

[0031] A técnica mais popular para supressão de golfadas em risers de produção é o choking estático, que consiste no fechamento parcial da válvula choke a jusante do riser, (OGAZI, A. I. Multiphase Severe Slug Flow Control, Cranfield: PhD Thesis, 2011), tendo sido sugerida originalmente por Schmidt [Choking can eliminate severe pipeline slugging, Oil and Gas Journal, pp. 230- 238, 1979] O princípio de funcionamento desta técnica é baseado em dois fenômenos que se intensificam à medida que a válvula choke é fechada. O primeiro é um aumento das pressões de operação, que causam a diminuição da compressibilidade do sistema, tomando-o mais estável. O segundo fenômeno é um aumento da queda de pressão por atrito ao longo da válvula choke sempre que houver aumento na vazão de saída do riser, causando um efeito estabilizante adicional.

[0032] A popularidade do choking estático está relacionada à sua relativa simplicidade de aplicação, pois não exige a instalação de equipamentos adicionais às instalações submarinas ou de superfície e não depende do desenvolvimento e sintonia de algoritmos de controle. No entanto, o choking estático possui uma grande desvantagem, que é o aumento das pressões na cabeça do poço, o que acarreta reduções nas vazões de óleo e gás produzidos. [0033] Outra possibilidade de suprimir as golfadas é através da utilização de controladores em malha fechada que manipulam dinamicamente a abertura da válvula choke em resposta às perturbações do sistema. A esta técnica dá-se o nome de choking dinâmico, e os controladores que a executam são costumeiramente chamados de “Controladores Anti-Golfada”. Esses controladores possuem a interessante característica de estabilizar um regime de escoamento não-oscilatório nas mesmas condições de contorno em que ocorreriam golfadas caso não houvesse controle [STORKAAS, E. Stabilizing Control and Controllability: Control Solutions to Avoid Slug Flow in Pipeline-Riser Systems, Trondheim: PhD Thesis, 2005.].

[0034] A ideia de estabilizar escoamento em condições de contorno instáveis pode ser melhor entendida ao se observar, na Figura 6, o diagrama de bifurcação de Hopf da pressão da flowline de um sistema de produção sujeito a golfadas, em que pode ser observado que, para aberturas da choke inferiores a um certo valor crítico - cerca de 13% -, o escoamento é inerentemente não oscilatório. Este valor crítico representa o limite da técnica de choking estático.

[0035] Ao se operar este sistema sem controle ativo e com aberturas da choke maiores do que este valor crítico, golfadas severas surgem no sistema e a pressão da flowline começa a oscilar entre um valor alto, P _máx , e um valor baixo, P _mín . Estas duas pressões para cada abertura de choke são mostradas nas linhas contínuas do diagrama. No entanto, ao se utilizar controle ativo na válvula choke, é possível obter uma solução de regime permanente não oscilatória em aberturas de válvula que gerariam instabilidades em malha aberta. Estes pontos de operação são representados pela linha pontilhada no diagrama de Hopf. [0036] É interessante notar que, além de eliminar as golfadas do sistema, a utilização de controle ativo na choke estabiliza o escoamento com uma pressão na flowline significativamente inferior à pressão mínima obtida com o choking estático, conforme indicado na Figura 6. Esta redução de pressão tem como consequência direta uma maior vazão de óleo e gás produzidos, aumentando a lucratividade do negócio.

[0037] Embora as vantagens do controle ativo da válvula choke tenham sido verificados experimentalmente por Schmidt [Choking can eliminate severe pipeline slugging, OU and Gas Journal, pp. 230-238, 1979] e Hedne [Suppression of terrain slugging with automatic and manual riser choking, Advances in Gas- Liquid Flows, pp. 453-469, 1990] em 1979 e 1990, respectivamente, nenhuma aplicação industrial dos algoritmos desenvolvidos foi divulgada até um ressurgimento do interesse nestas técnicas nas últimas duas décadas.

[0038] Em 1996, Courbot [Simulation of process to control severe slugging: Application to the Dunbar pipeline, SPE Annual Conference and Exhibition, Houston, 1999] apresentou um sistema automático que era capaz de prevenir golfadas em um sistema de produção localizado no campo de Dunbar, localizado no mar do Norte. O sistema fechava gradualmente a choke sempre que a pressão na base do riser fosse inferior a uma determinada pressão mínima, correspondente à pressão de pico durante um ciclo de golfada, evitando assim a sua formação. Embora este sistema prevenisse a formação de golfadas, o mesmo apenas automatizava a antiga estratégia de choking estático sem de fato ser capaz de estabilizar o escoamento em condições de contorno inerentemente instáveis e, portanto, não gerava ganhos de produção.

[0039] A primeira demonstração explícita de um controlador capaz de estabilizar um ponto de operação instável em aplicação industrial foi apresentada por Havre [Taming slug flowin pipelines] em uma revista técnica da ABB, no ano de 2000. Nesta publicação, foram apresentados os resultados obtidos com a aplicação do controlador patenteado SlugCon® no campo de Valhall, localizado no mar do norte norueguês. Este controlador utilizava a abertura da válvula choke como variável manipulada e uma média de medições de pressão próximas ao poço como variável controlada. Um resultado até então inédito apresentado neste trabalho foi o fato de que golfadas voltavam a se formar no sistema sempre que o controlador era desligado e a válvula choke era mantida na última posição definida pelo algoritmo, confirmando a capacidade do controlador de estabilizar um ponto de operação instável.

[0040] Dalsmo [Active Feedback Control of Unstable Wells at the Brage Field, SPE Annual Technical Conference and Exhibition, San Antonio, 2002] também obteve resultados promissores no campo de Brage, em 2002, com o mesmo controlador utilizado por Havre. Em seu trabalho, ele relata problemas de confiabilidade na medição da pressão na cabeça do poço, que implicaram no desligamento do controle automático, levando à recorrência de golfadas severas no sistema. Este problema é recorrente em medições submarinas (de fundo), já que os instrumentos são de difícil manutenção e não raramente estão indisponíveis.

[0041] Storkaas [Stabilizing Control and Controllability: Control Solutions to Avoid Slug Flowin Pipeline-Riser Systems, Trondheim: PhD Thesis, 2005] foi um dos primeiros a realizar uma análise formal de um sistema de produção offshore sujeito a golfadas, em 2005. Para isto, utilizou-se da teoria de controle para realizar análises de estabilidade e controlabilidade do sistema, considerando a abertura da válvula choke como variável manipulada e diferentes grandezas como variável controlada. Um de seus resultados mais interessantes foi a confirmação teórica de que a melhor variável para ser utilizada no controle anti- golfada é a pressão da flowline, em virtude da função de transferência correspondente não conter zeros no lado direto do plano complexo, o que caracteriza um sistema de fase mínima, mais facilmente controlado. Drengstig [Slug control of production pipeline, Relatório Técnico N-4091 da Stavanger University College, School of Science and Technology, Ullandhaug, 2001] havia chegado a esta mesma conclusão de forma experimental, indicando a pressão da flowline como variável ótima para controle.

[0042] Na conclusão de sua tese, Storkaas comenta que, quando apenas medições de topo estão disponíveis, como a pressão do gás no riser, limitações fundamentais do processo (fase não-mínima e baixo ganho) impedem a utilização de controladores anti-golfada SISO. No entanto, é ressaltado que talvez existam outras medidas físicas ou combinações não-lineares das medidas disponíveis que não possuam essas limitações fundamentais, permitindo o desenvolvimento de controladores anti-golfada SISO apenas com medidas de topo.

[0043] Muito possivelmente em virtude da dificuldade de se utilizarem grandezas de topo como variável controlada em algoritmos de controle anti- golfada, não existem muitos relatos de aplicações industriais bem-sucedidas de controladores que utilizem esta abordagem.

[0044] Uma notável exceção é o controlador desenvolvido na Universidade de Cranfield, o Inferential Slug Control (ISC®), patenteado em 2010 e testado em um campo produtor no mar do Norte em 2011. O ISC é um controlador MISO (Multiple Input Single Output) que possui um número ajustável de entradas de topo e que possui como única saída a posição da válvula choke. Seu algoritmo é baseado na aplicação da técnica de Análise de Componentes Principais (PCA) às entradas do controlador, com o objetivo de sintetizar uma variável fictícia formada por uma combinação linear das entradas do controlador, que possui variância máxima durante a ocorrência de golfadas. Esta variável é chamada de Primeiro Componente Principal (PCP).

[0045] Após a aplicação do PCA, define-se um valor de referência ( setpoint ) para um controlador cuja variável controlada é esta grandeza fictícia. A saída deste controlador é dada pela regra de controle apresentada a seguir: z(t) = z ₀ + k(W ^T X(t) - R) em que: z(t) é a saída do controlador, abertura da choke; z ₀ é um valor de abertura da choke em que não ocorrem golfadas severas; determinado experimentalmente;

X(t) é o vetor das entradas utilizadas no controlador;

W é um vetor de pesos da combinação linear que forma o PCP;

R é o valor de referência do controlador em termos do PCP; k é o ganho do controlador.

[0046] Observando a equação de controle do ISC, pode-se concluir que o mesmo implementa um controlador proporcional puro em termos do primeiro componente principal (PCP).

[0047] Uma funcionalidade interessante deste controlador é que periodicamente o controlador aumenta o valor de z ₀ e avalia se o sistema passou a apresentar golfadas severas. Caso sim, retoma-se z ₀ ao valor anterior. Caso não, é realizada uma nova análise de componentes principais, para atualização dos valores de R e W.

[0048] Analisando o controlador, percebe-se que a capacidade de regulação e, portanto, de estabilização de um ponto de operação instável é garantida pelo controlador proporcional. Já o aumento periódico da abertura da válvula choke replica a ação dos operadores ao utilizarem a técnica de choking estático, com abertura gradual da válvula até o limite de estabilidade do escoamento.

[0049] Este controlador foi inicialmente testado tanto por meio de um modelo computacional quanto por meio de ensaios experimentais em um laboratório de escoamento multifásico. Nestes ensaios foram utilizadas dez variáveis de entrada, entre pressões, vazões, níveis e emissões de raios gama. Os resultados foram positivos, com estabilização do escoamento e aumento da vazão produzida.

[0050] Mais recentemente, o algoritmo de controle foi testado em um campo no mar do Norte. Foram utilizadas doze variáveis da planta de processo nesta implementação e o controlador foi capaz de reduzir a amplitude das golfadas pela metade, mesmo tendo que lidar com diversas perturbações que ocorreram na planta ao longo das 42 horas de teste. Além disso, os autores atribuem um aumento observado na produção do poço ao controlador.

[0051] O documento BR1020130305715A2 revela um sistema capaz de controlar as golfadas durante a produção em poços de petróleo utilizando controladores do tipo PID ou ONFC. O documento US20160084063A1 revela processo capaz de controlar as golfadas durante a produção em poços de petróleo utilizando controladores lineares do tipo PID e sensores posicionados a montante da válvula choke. O documento US20130220427A1 revela um método e um aparato capazes de controlar as golfadas durante a produção em poços de petróleo utilizando controladores do tipo PID, com algoritmos computacionais e com sensores posicionados a montante da válvula choke. O documento GB2429797A revela um sistema capaz de controlar as golfadas durante a produção em poços de petróleo utilizando controladores do tipo fuzzy, com algoritmos computacionais e com sensores de vazão posicionados a montante da válvula choke. Embora estes documentos citados como o estado da técnica revelem métodos, processos ou sistemas capazes de, por meio de controladores, sensores e algoritmos computacionais, controlar as golfadas que ocorrem durante a produção de poços de petróleo, nenhum deles incorpora conhecimento heurístico do processo através de uma configuração híbrida fuzzy- PID e utiliza somente a medida de superfície, como o invento apresentado neste trabalho.

Descricão Resumida da Invenção

[0052] Nas últimas décadas, foram desenvolvidas diversas técnicas capazes de suprimir as golfadas severas através do controle ativo das válvulas de chegada da produção. No entanto, a grande maioria destas técnicas exige a medição de alguma grandeza submarina, como pressão na cabeça do poço, e uma válvula de atuação rápida. Estas exigências limitam significativamente a aplicabilidade destas técnicas.

[0053] A invenção descrita neste documento é um controlador anti-golfada capaz de estabilizar o escoamento utilizando-se apenas de uma medição de superfície facilmente obtível, como a pressão a montante da válvula choke. Para compensar a dinâmica desfavorável deste tipo de medição, utilizou-se um algoritmo de controle híbrido fuzzy-PID, em que a parcela fuzzy do algoritmo compensa as limitações do controlador PID através de intervenções heurísticas. [0054] Além de suprimir as golfadas eficazmente, as ações heurísticas do controlador inventado proporcionaram uma robustez superior à de controladores clássicos mesmo em sistemas cuja atuação da válvula choke é lenta. Desta forma, os dois maiores impeditivos para instalação de controladores anti-golfada, que são a ausência de medição submarina e lentidão das válvulas choke, não representam um problema para aplicação da invenção, possibilitando sua instalação em sistemas de produção offshore sem a necessidade de intervenções físicas nas instalações submarinas ou de superfície.

Breve Descrição dos Desenhos

[0055] A presente invenção será descrita com mais detalhes a seguir, com referência às figuras em anexo que, de uma forma esquemática e não limitativa do escopo inventivo, representam exemplos de realização da mesma. Nos desenhos, têm-se:

- A Figura 1 ilustra um sistema flowline-riser em processo de formação de uma golfada;

- A Figura 2 ilustra o processo cíclico de formação de golfadas em risers;

- A Figura 3 ilustra um dispositivo atenuador de golfadas;

- A Figura 4 ilustra um sistema flowline-riser com injeção de gás na base do riser,

- A Figura 5 ilustra um sistema flowline-riser com reinjeção de gás;

- A Figura 6 ilustra um diagrama de bifurcação de Hopf para um sistema flowline-riser,

- A Figura 7 ilustra a arquitetura do controlador supressor de golfadas;

- A Figura 8 ilustra o resultado do ensaio de verificação do algoritmo de autocorrelação para estimação de frequência; - A Figura 9 ilustra o diagrama do sistema de inferência fuzzy utilizado no controlador supressor de golfadas;

- A Figura 10 ilustra funções de pertinência da variável linguística “Erro de

Controle”;

- A Figura 11 ilustra funções de pertinência da variável linguística “Grau de Severidade das Golfadas”;

- A Figura 12 ilustra funções de pertinência da variável linguística “Ação Restritiva”;

- A Figura 13 ilustra funções de pertinência da variável linguística “Ganho Integral”;

- A Figura 14 ilustra a superfície de resposta do SIF para a variável de saída “Ação restritiva”;

- A Figura 15 ilustra a superfície de resposta do SIF para a variável de saída “Ganho Integral”;

- A Figura 16 ilustra as respostas das variáveis mais relevantes do ensaio de capacidade de supressão com abertura inicial da choke de 40%;

- A Figura 17 ilustra as respostas das variáveis mais relevantes do ensaio de capacidade de supressão com abertura inicial da choke de 100%;

- A Figura 18 ilustra as respostas da vazão e abertura de válvula no ensaio com o controlador PID baseado na pressão no topo do riser e abertura prévia de 40%;

- A Figura 19 ilustra a influência da limitação na velocidade de atuação da choke aos sinais de controladores rápidos;

- A Figura 20 ilustra a vazão e abertura de válvula para os ensaios em que a atuação é instantânea (à esquerda) e lenta (à direita). Curvas pontilhadas são do controlador FPID-P ₂ e contínuas do PID-P ₁ ;

- A Figura 21 ilustra as respostas da vazão e abertura de válvula no ensaio de estabilização de ponto instável;

- A Figura 22 ilustra a comparação da produção média obtida pelo controlador fuzzy, controlador de referência e planta em malha aberta; - A Figura 23 ilustra as respostas da vazão e abertura de válvula no ensaio de produção ruidosa;

- A Figura 24 ilustra as respostas da vazão e abertura de válvula no ensaio de resposta à degraus de produção ( choke rápida);

- A Figura 25 ilustra as respostas da vazão e abertura de válvula no ensaio de resposta à degraus de produção ( choke lenta);

- A Figura 26 ilustra as respostas da vazão e abertura de válvula no ensaio de resposta de mudanças de condições operacionais realizado com o controlador PID baseado em pressão na base do riser,

- A Figura 27 ilustra as respostas da vazão e abertura de válvula no ensaio de resposta de mudanças de condições operacionais realizado com o controlador descrito neste documento.

Descrição Detalhada da Invenção

[0056] O invento é um controlador supressor de golfadas (1) que tem como entrada uma variável do sistema sensível às golfadas (2) e como saída uma ação de controle (3) que comanda a abertura da válvula choke. O algoritmo utilizado no controlador é resultado de uma hibridização de um sistema de inferência fuzzy (SIF) (4) e um algoritmo de controle PID (5) clássico. Um diagrama ilustrativo da arquitetura deste controlador é apresentado na Figura 7.

[0057] É imprescindível que a variável de entrada (2) utilizada no controlador seja sensível à passagem das golfadas severas, isto é : o sinal medido precisa reproduzir as oscilações típicas deste tipo de escoamento. Diferentemente dos controladores anti-golfada clássicos, admite-se, sem comprometimento da eficácia do controlador, uma variável medida nas instalações de superfície, como a pressão a montante da válvula choke, que é facilmente obtida em instalações de produção.

[0058] A variável de entrada (2) é comparada a um valor de referência (setpoint) para determinação do erro de controle (7), que por sua vez é utilizado pela parcela PID (5) do controlador na determinação da ação de controle (3) que é aplicado à válvula choke. Para compensar o baixo desempenho do algoritmo PID (5) ao se utilizarem medições de superfície, o controlador utiliza um sistema de inferência fuzzy (SIF) (4) para incorporar conhecimento heurístico à ação do controlador.

[0059] Além do erro de controle (7), o SIF (4) possui como entrada uma estimativa do grau de severidade das golfadas (8), valor calculado por um algoritmo estimador da severidade das golfadas (6), que é responsável por traduzir em um valor numérico a intensidade das golfadas a que o sistema está submetido.

[0060] Embora admita outros algoritmos que estimem a severidade das golfadas, o algoritmo originalmente utilizado na implementação do invento foi baseado na estimação da frequência fundamental da variável medida (2), uma vez que existe uma relação monotonicamente crescente entre a severidade das golfadas e a frequência de oscilação da variável medida (2). A vantagem desta abordagem é que as frequências estimadas independem da variável observada e de sua sensibilidade às golfadas.

[0061] A implementação da estimação de frequência em tempo real baseou- se no cálculo da autocorrelação da variável medida, com a execução periódica (a cada T _a segundos) do seguinte algoritmo:

1. Amostra-se o valor atual da variável medida, X(n), adicionando-o a um buffer de tamanho L.

2. Calcula-se a média do buffer X(1:L), armazenando-a em .

3. Determina-se a sequência de média zero, X ⁰ (1:L), através da equação:

4. Calcula-se a variância de X ⁰ (1:L); caso seja menor do que um limiar considera-se o sistema estável e o algoritmo retoma frequência zero.

5. Calcula-se a autocorrelação de X ⁰ (1:L), armazenando-a em X _x (1:L).

6. Determina-se o índice i do elemento pertencente à X _x (1:L) que possui o maior valor após o primeiro cruzamento por zero.

7. Calcula-se o período de oscilação a partir da equação: T _g = T _a (i - 1)

8. Retorna-se o valor da frequência, em mHz, calculada como 1000/T _g . [0062] Para a aplicação bem-sucedida deste algoritmo, é importante que seja definido um tempo de amostragem, T _a , suficientemente pequeno para amostrar pelo menos 10 amostras do ciclo de golfada mais rápido do sistema. Além disso, o tamanho de buffer, L, deve ser capaz de armazenar integralmente pelo menos dois ciclos de golfada.

[0063] A eficácia do algoritmo descrito foi verificada através de um ensaio em que a severidade das golfadas em uma planta simulada é incrementada gradualmente por meio da abertura da válvula choke de 0 a 100% ao longo de 12 horas. O resultado deste ensaio é apresentado na Figura 8, em que são mostradas a pressão montante da choke e a frequência estimada ao longo da simulação. Neste gráfico, é possível notar que a frequência estimada cresce conforme a severidade das golfadas aumenta, o que justifica a utilização da frequência de oscilação como o grau de severidade das golfadas (8).

[0064] Com ambas as variáveis de entrada, erro de controle (7) e grau de severidade das golfadas (8), determinadas, O SIF (4) executa duas intervenções heurísticas no controlador: a manipulação do ganho integral, k _i , do algoritmo PID (5) e o fechamento da válvula choke de uma forma específica caso o poço esteja golfando. A esta segunda ação, que é somada às ações do controlador PID após uma integração, se deu o nome de “ação restritiva” (9), pois ela age através da restrição da válvula choke. Um diagrama da arquitetura interna do SIF (4) é apresentado na Figura 9.

[0065] Como é usual, as regras de inferência utilizadas no SIF (4) foram definidas com base no conhecimento humano adquirido através da operação destes sistemas. No caso da saída “Ação Restritiva” (9), utiliza-se as seguintes regras de inferência:

1. Se o sistema não está golfando, então a ação restritiva (9) é desnecessária. 2. Se o sistema está golfando e o erro de controle (7) é muito negativo, então a ação restritiva (9) é necessária.

3. Se o sistema está golfando e o erro de controle (7) é negativo, então a ação restritiva (9) é necessária.

4. Se o sistema está golfando e o erro de controle (7) é zero, então a ação restritiva (9) é necessária.

5. Se o sistema está golfando e o erro de controle (7) é positivo, então a ação restritiva (9) é desnecessária.

6. Se o sistema está golfando e o erro de controle (7) é muito positivo, então a ação restritiva (9) é desnecessária.

[0066] A primeira regra decorre do fato de que o SIF (4) auxilia a estabilização do sistema com o fechamento gradual da choke somente durante a ocorrência de golfadas, não sendo necessária a ação restritiva (9) quando o escoamento está estabilizado.

[0067] As outras regras definem o seguinte comportamento: durante a ocorrência do ciclo da golfada, o SIF (4) tenderá a fechar a válvula choke somente quando o erro de controle estiver negativo e não tomará ação quando o erro estiver positivo, já que neste estágio do ciclo da golfada observou-se uma tendência à autorregulação. Esse fechamento heurístico é um dos grandes diferenciais deste controlador.

[0068] A parcela PID (5) do controlador também tenderá a fechar a válvula choke enquanto o erro de controle for negativo, mas tenderá a abri-la enquanto o erro for positivo, o que, a depender da característica da golfada, poderá até mesmo agravar a instabilidade do sistema. Por esta razão, é preciso reduzir a capacidade de atuação do controlador PID (5) durante a ocorrência das golfadas. Isto é realizado pela manipulação do ganho integral, k _i , do PID (5) pelo SIF (4). As regras linguísticas que definem essa manipulação do ganh k _i são:

1. Se o sistema está golfando, então o ganho integral é baixo.

2. Se o sistema não está golfando e o erro de controle (7) é muito negativo, então o ganho integral é alto. 3. Se o sistema não está golfando e o erro de controle (7) é negativo, então o ganho integral é alto.

4. Se o sistema não está golfando e o erro de controle (7) é zero, então o ganho integral é baixo.

5. Se o sistema não está golfando e o erro de controle (7) é positivo, então o ganho integral é médio.

6. Se o sistema não está golfando e o erro de controle (7) é muito positivo, então o ganho integral é alto.

[0069] A análise destas regras mostra que além de reduzir o ganho integral durante a ocorrência de golfadas, a ação do SIF (4) melhora a capacidade do algoritmo PID (5) em rejeitar perturbações devido à utilização de um ganho integral não linear, que aumenta com o erro. A assimetria entre as regras 3 e 5 é decorrente do fato de que o controlador pode ser mais agressivo ao fechar a válvula choke, uma vez que esta é uma intervenção estabilizante.

[0070] Com o objetivo de tornar a implementação do SIF (4) a mais simples possível, recomenda-se a utilização de funções de pertinência triangulares e trapezoidais na definição dos termos das variáveis linguísticas de entrada e funções singleton nos termos das variáveis linguísticas de saída.

[0071] Nos ensaios realizados para validação do controlador, considerou-se para a variável de entrada “Erro de Controle” (7) um universo de discurso de -3bar a 3bar e cinco termos linguísticos, que podem ser observados na Figura 10. Já para variável de entrada “Grau de Severidade das Golfadas” (8), considerou-se um universo de discurso de 0 a 4 mHz (milihertz) e apenas dois termos linguísticos, conforme mostrado na Figura 11. Como nos ensaios realizados as oscilações se iniciaram com frequência em tomo de 1 ,5 mHz, o termo linguístico “grau de severidade de golfadas é baixo” possui o mesmo significado de “sistema não está golfando”, enquanto o termo “grau de severidade de golfadas é alto” significa “sistema está golfando”.

[0072] Nos mesmos ensaios, a variável linguística de saída “Ação restritiva” (9) foi definida a partir de dois termos linguísticos, conforme pode ser observado na Figura 12. Por fim, definiu-se a variável linguística de saída “Ganho Integral” por meio de três termos linguísticos, apresentados na Figura 13.

[0073] Em virtude da utilização de funções singleton na definição dos termos das variáveis de saída, o processo de defuzzificação (processo de conversão de conjuntos fuzzy (imprecisos) em valores reais precisos) degenera-se em uma simples média ponderada dos valores de suporte dos conjuntos singleton (são os conjuntos fuzzy em que uma função de pertinência é apenas um ponto no universo de discurso, como os da Figura 12 e 13), onde o peso de cada consequente é dado pelo maior grau de ativação entre as regras que o ativaram. [0074] Nas Figura 14 e Figura 15 são mostradas as superfícies de respostas das variáveis de saída do SIF (4) descrito nesta seção. Nelas é possível verificar graficamente que o sistema desenvolvido apresenta o comportamento desejado, que foi descrito linguisticamente nas regras de ativação do SIF (4).

[0075] O ganho proporcional, K _p , e o ganho derivativo, Kd, do algoritmo PID (5) foram constantes e iguais a 0,5%/bar para K _p e 1200 s.%/bar para Kd durante todos os ensaios executados.

Ensaios de Desempenho

[0076] Com objetivo de verificar o desempenho do controlador descrito neste documento em diversos cenários de operação, realizaram-se diversos ensaios computacionais através de um modelo matemático de um sistema de produção offshore.

[0077] Nestes ensaios, o controlador inventado é chamado de "F D-P ₂ ”, em referência a sua arquitetura híbrida fuzzy PID e à utilização da pressão à montante da válvula choke (P ₂ ) como variável medida. Os resultados obtidos foram comparados com controladores PID clássicos que utilizam como variável controlada a pressão à montante da válvula choke (P ₂ ) e a pressão na base do riser (P ₁ ), chamados de “PID-P ₂ ” e “PID-P ₁ ”, respectivamente.

Supressão de golfada

[0078] Com objetivo de verificar a capacidade de supressão das golfadas do invento, realizou-se um ensaio em que a abertura inicial da válvula choke é fixada em 40%, região em que o escoamento é caracterizado pela ocorrência de golfadas severas. Após 2000 segundos de simulação, a malha é fechada através do controlador em avaliação, que age sobre o sistema até o encerramento do ensaio, aos 5000 segundos.

[0079] Os resultados para os controladores FPID-P ₂ e PID-P ₁ são mostrados na Figura 16, em que pode ser observada as respostas da vazão de líquido produzida, da pressão a montante de choke e da abertura da válvula choke.

[0080] Observa-se que o controlador FPID-P ₂ foi bem-sucedido na tarefa de estabilizar o escoamento do sistema. No entanto, quando comparado ao controlador PID-P ₁ , nota-se uma ação de controle (3) significativamente mais lenta no controlador FPID-P2 , o que repercute em uma maior necessidade de tempo para uma supressão completa das golfadas. Essa maior demora na supressão deve-se à menor sensibilidade da variável observada pelo FPID-P ₂ . [0081] Com objetivo de verificar se esses resultados se repetem em outras condições, o ensaio foi repetido para uma situação mais severa, com uma abertura inicial da válvula choke de 100%. O resultado deste segundo ensaio é apresentado na Figura 17.

[0082] Como pode ser observado no gráfico deste segundo ensaio, o controlador FPID-P2 foi capaz de suprimir as golfadas mais rapidamente do que o controlador de referência, mesmo com uma ação de controle (3) significativamente mais lenta. Este melhor desempenho é uma consequência da ação restritiva (9) do controlador FPID-P ₂ , que fecha a válvula choke através de uma heurística específica, otimizada para este tipo de problema. É possível notar na Figura 17 que embora o controlador linear PID-P ₁ observe uma variável de melhor qualidade (P ₁ ), ele perde desempenho ao abrir a válvula choke nos ciclos positivos de pressão, uma característica inerente aos controladores lineares. [0083] Objetivando investigar a importância da ação heurística implementada pelo SIF (4) do controlador FPID-P2, os mesmos ensaios foram repetidos para o controlador PID-P ₂ , que utiliza um algoritmo PID clássico e a pressão no topo do riser como variável controlada. Os ganhos utilizados neste controlador foram os mesmos utilizados na parcela PID (3) do controlador FPID- P2, com k _i fixo em 0,01 %/s.bar. Os resultados são apresentados na Tabela 1 , onde o símbol representa ensaios em que o controlador PID-P ₂ não foi capaz de estabilizar o escoamento.

Tabela 1 - Tempo necessário para supressão das golfadas (FPID-P ₂ e PID-P ₂ ). [0084] A análise da Tabela 1 revela a importância crucial da ação heurística do controlador FPID-P2, já que um controlador PID “puro” que também observa apenas a pressão no topo do riser só foi capaz de suprimir golfadas de baixa severidade, que ocorrem muito próximas à abertura em que o processo se encontra em estabilidade estática (18%). Em todos os outros ensaios, o PID puro que observa a mesma variável de superfície que o FPID-P ₂ foi incapaz de suprimir as golfadas presentes no sistema.

[0085] Na Figura 18 são apresentadas a vazão de líquido produzida e a ação de controle do controlador PID-P ₂ ao longo do ensaio em que que a abertura da choke foi inicializada em 40%. Como discutido anteriormente, é possível perceber nos gráficos a total incapacidade do controlador em estabilizar o escoamento.

Limite da velocidade de atuação da choke

[0086] Nos ensaios apresentados anteriormente, notou-se que o controlador

PID-P ₁ , baseado em uma pressão submarina, possui uma resposta de controle significativamente mais rápida do que a do controlador FPID-P2. Por exemplo, no ensaio apresentado na Figura 17, o controlador PID-P ₁ fecha a válvula de choke de 100% para 40% em apenas 40 segundos. Esta ação, que possui uma velocidade média de 1 ,5 %/s, atinge velocidades instantâneas de até 3,26 %/s no início do fechamento. [0087] Em virtude de suas grandes dimensões, válvulas choke costumam ter atuação bastante lenta, não raramente levando até três minutos para abertura ou fechamento completo. Este aspecto constitui uma limitação fundamental na aplicação de controladores anti-golfada baseados em algoritmos lineares.

[0088] A consequência da lentidão de atuação das válvulas choke no sinal de controle efetivamente entregue à planta pode ser vista na Figura 19, na qual são mostradas as aberturas reais da válvula quando um sinal de controle senoidal com velocidade máxima de 3%/s é aplicado às mesmas. São consideradas três válvulas, uma com atuação instantânea, uma que necessita de 60 segundos para realizar uma transição completa e uma que necessita de 120 segundos para o mesmo feito. As deformações apresentadas na Figura 19 evidenciam a razão de válvulas chokes lentas constituírem um grande desafio para aplicação de controladores anti-golfada.

[0089] É razoável supor que o controlador inventado é menos sensível às limitações na velocidade de atuação por ser um controlador mais lento. Com objetivo de verificar esta hipótese, os ensaios realizados na seção anterior foram repetidos considerando-se válvulas chokes que fazem transição completa em 60, 90, 120 e 180 segundos. Os tempos necessários para supressão das golfadas pelos controladores FPID-P ₂ e PID-P ₁ em cada um dos ensaios são apresentados na Tabela 2.

Tabela 2 - Tempo necessário para supressão das golfadas para diferentes velocidades de atuação da válvula choke (FPID-P ₂ e PID-P ₁ ) [0090] A análise da Tabela 2 confirma a hipótese de que o controlador FPID- P2 é pouco sensível à limitação na velocidade de atuação da válvula choke. Na verdade, sequer houve perda de desempenho do controlador, que foi capaz de suprimir as golfadas praticamente no mesmo intervalo de tempo em todos os ensaios. Por outro lado, o efeito da limitação de velocidade de atuação foi catastrófico para o controlador PID-P ₁ , com perda da capacidade de supressão na maior parte dos ensaios em que as válvulas chokes levam 90 segundos ou mais para realizar uma transição completa.

[0091] Na Figura 20, são mostradas as respostas de vazão de líquido e abertura da válvula choke para dois ensaios nos quais a válvula choke é inicializada em 40% de abertura, um com atuação instantânea da válvula e outro com atuação lenta, em que são necessários 180 segundos para a realização de uma transição completa. A análise dos gráficos mostra que o controlador FPID-P2 foi praticamente imune à lentidão da válvula choke. A única diferença observável ocorre logo após 2500 segundos, em que se nota uma pequena suavização da ação de controle no ensaio em que a válvula choke é lenta. Por outro lado, a ação do controlador PID-P ₁ foi completamente desfigurada, resultando em um funcionamento contrário ao esperado, com intensificação da severidade da golfada após a ativação do controlador.

[0092] Este ensaio revela que, embora o controlador FPID-P2 observe uma variável de baixa sensibilidade e fase não-mínima, a pressão à montante da choke, sua capacidade de detectar as golfadas e agir heuristicamente não só compensa esta deficiência como em alguns casos assegura um desempenho superior ao de controladores lineares que observam variáveis mais adequadas ao controle anti-golfada.

Estabilização de um ponto de operação instável

[0093] A verificação da capacidade de um controlador anti-golfada de estabilizar um ponto estável é bastante simples e consiste em aguardar a estabilização do escoamento e então desligar o controlador, mantendo a válvula choke fixada na última posição definida pelo algoritmo. Caso o escoamento se mantenha estável após o desligamento, o controlador meramente automatiza o choking estático; por outro lado, caso o sistema comece a oscilar novamente, o controlador estava de fato estabilizando um ponto de operação instável.

[0094] Com objetivo de verificar a capacidade de estabilização do controlador FPID-P2, realizou-se um ensaio em que a válvula choke foi inicializada em 50% de abertura, com o controlador sendo ligado aos 2000 e desligado aos 10000 segundos. Os resultados deste ensaio são mostrados na Figura 21.

[0095] Os resultados revelam que após o desligamento do controlador, aos 10000 segundos, o sistema voltou a apresentar comportamento oscilatório, mesmo sem a introdução de qualquer perturbação. Podendo concluir que o controlador da invenção está na classe dos controladores que de fato estabilizam pontos de operação instáveis e, portanto, possibilitam ganhos na produção de petróleo.

Ganhos de produção

[0096] Visando a estabelecer os limites de ganho de produção proporcionados pelo controlador FPID-P ₂ , realizou-se um ensaio em que o setpoint inicial do controlador é ajustado para um valor alto, correspondente à uma abertura da válvula choke de 10% (região estaticamente estável). Neste ensaio, sempre que o sistema entra em regime permanente, o setpoint é decrementado em 0,2 bar. Este processo continua até que um setpoint muito baixo faça com que o sistema entre em operação instável, marcando o encerramento do ensaio. Para cada ponto de operação estável obtido no ensaio, determina-se a vazão de líquido na saída do risere a abertura média da válvula choke.

[0097] Os resultados obtidos no ensaio dos controladores FPID-P ₂ , PID-P ₂ e PID-P ₁ são apresentados na Figura 22, onde também são comparados a vazão média em malha aberta, assumindo-se a ocorrência de golfadas para aberturas de válvula choke maiores do que a crítica (18%). A observação deste gráfico revela que o controlador FPID-P2 foi capaz de estabilizar o sistema em aberturas médias da válvula choke de até 34%, com uma produção correspondente de 9,35 kg/s, o que representa um ganho de 4,1% de produção em relação ao melhor caso do choking estático, em que a produção é de 8,98 kg/s. O controlador FPID-P ₂ também superou o controlador PID-P ₂ , que apresentou vazão máxima de 9,13 kg/s. Por outro lado, o desempenho do controlador FPID- P ₂ foi inferior ao do controlador PID-P1, que foi capaz de estabilizar a produção em um valor de 9,46 kg/s, um ganho de 5,3% em relação ao melhor caso de choking estático.

[0098] Portanto, o controlador inventado proporciona um menor ganho de produção quando comparado ao controlador que tem acesso à pressão da flowline. Esta desvantagem é uma consequência direta da utilização de uma variável controlada com menor sensibilidade e fase não-mínima no controlador FPID-P2, uma vez que, na ausência de golfadas, o controlador se comporta como um controlador PID (3) baseado nesta variável e, portanto, fica sujeito às mesmas limitações dos controladores lineares.

Rejeição à perturbações

[0099] Com a finalidade de verificar o comportamento do controlador FPID- P ₂ ante perturbações típicas de um sistema de produção, foram realizados mais dois ensaios.

[0100] No primeiro ensaio, considerou-se o efeito de uma produção com variações de alta frequência (ruído) na capacidade do controlador (1 ) de manter o sistema estável. Estas variações foram modeladas por meio da equação: w _T = k _p (P _ra + P _s + P ₁ ) em que: w _T é a vazão total do poço. [kg/s] k _p é a constante de produtividade do poço. [kgl(s. bar)] (Constante)

P _ra é a pressão estática aparente do reservatório [bar] (Constante)

R _s é um processo estocástico gaussiano independente e de média nula. [bar]

P ₁ é a pressão na cabeça do poço. [bar] [0101] Utilizou-se como variância do ruído gaussiano um valor equivalente a

20% da pressão aparente do reservatório, P _ra , utilizada no modelo do poço produtor. Esta modelagem equivale a um reservatório com flutuações em sua pressão estática, o que causa flutuações nas vazões de gás e líquido mesmo com uma pressão constante na cabeça do poço.

[0102] Os resultados do ensaio para ambos os controladores operando no setpoint limite são apresentados na Figura 23, em que se pode notar que ambos os controladores são capazes de suprimir as golfadas e manter a estabilidade do sistema, mesmo quando flutuações de vazão estão presentes. No entanto, a manutenção da estabilidade só pôde ser assegurada com operação em aberturas médias de válvula levemente inferiores às alcançadas no cenário de produção sem flutuações.

[0103] A menor abertura das válvulas fez com que a produção máxima atingida pelo controlador FPID-P2 caísse de 9,35 kg/s para 9,33 kg/s e pelo controlador PID-P ₁ de 9,46kg/s para 9,44 kg/s. No entanto, estas reduções não implicam em menores ganhos de produção, uma vez que a estabilidade do sistema em malha aberta também foi afetada pelas flutuações, passando a ser estável somente para aberturas iguais ou inferiores a 16%, cuja produção correspondente é de 8,73 kg/s. Desta forma, os ganhos de produção passam a ser de 6,9% para o controlador FPID-P ₂ e 8,1% para o controlador PID-P ₁ . As flutuações, também presentes nas pressões de superfície, não foram interpretadas como golfadas pelo controlador FPID-P ₂ , não desencadeando assim o uso desnecessário da ação restritiva (9), que fecharia gradualmente a válvula choke.

[0104] No segundo ensaio, os tipos de perturbações consideradas foram degraus, que modelam algumas perturbações típicas de sistemas de produção de petróleo, como, por exemplo início de produção de outro poço em sistemas em que o riser é compartilhado ou até mesmo mudanças repentinas nas características do reservatório ou sistema de produção. [0105] A perturbação do sistema foi a mesma adotada no ensaio anterior, com o processo estocástico P _s sendo substituído por um sinal determinístico dado por um degrau de subida aos 5000 segundos e um degrau de descida aos 10000 segundos. Ambos os degraus têm amplitude equivalente a 20% da pressão aparente do reservatório, P _ra , utilizada no modelo do poço produtor. Os resultados são apresentados na Figura 24.

[0106] A análise dos gráficos mostra que embora o controlador FPID-P ₂ tenha tido bom desempenho regulatório no degrau de subida, que é estabilizante, não foi capaz de manter a estabilidade do sistema no degrau de descida, tornando necessária a atuação da ação restritiva (9) para reestabelecimento da estabilidade após a ocorrência de duas golfadas. Caso não houvesse esta ação heurística proporcionada pelo SIF (4), o sistema se instabilizaria indefinidamente, uma vez que, no momento do degrau negativo, a abertura da choke era de aproximadamente 40%, situação que um controlador PID baseado na pressão de topo não é capaz de estabilizar, conforme pode ser observado no ensaio da Figura 18.

[0107] Outra observação interessante é que, após a aplicação do degrau de subida, a abertura da choke e a produção foram maiores no ensaio com o controlador FPID-P ₂ , ao contrário de todos os resultados obtidos até então. Inclusive, no ensaio com o controlador PID-P ₁ , houve ação de fechamento da válvula choke após a aplicação do degrau, ocasionando uma perda desnecessária de produção, visto que aumentos na pressão do reservatório possibilitam a estabilização do sistema em maiores aberturas de válvula. Este comportamento pode ser explicado por uma maior robustez do setpoint dos controladores baseados na pressão do topo, uma vez que esta grandeza é menos sensível às perturbações impostas ao sistema de produção.

[0108] O último ponto a se observar deste ensaio é que, novamente, o controlador PID-P ₁ apresentou uma resposta exageradamente rápida, com uma abertura quase instantânea da válvula choke no momento da aplicação do degrau de subida. Como discutido anteriormente, a atuação destas válvulas costuma ser lenta, impossibilitando este tipo de atuação. Para verificar o efeito da limitação da velocidade de atuação à capacidade regulatória do sistema, os ensaios foram repetidos com uma válvula choke mais realista, que faz uma transição completa em 180 segundos. Os resultados deste ensaio são apresentados na Figura 25.

[0109] A consideração realista de lentidão na atuação da choke afetou drasticamente a capacidade do controlador PID-P ₁ de regular o sistema, pois, embora tenha sido capaz de estabilizar o sistema na situação inicial, em que a válvula choke estava apenas 20% aberta, a estabilidade foi perdida indefinidamente após a aplicação do primeiro degrau, em um instante em que a choke estava 45% aberta. Este resultado exemplifica a importância de um controlador anti-golfada ser capaz de estabilizar um sistema para quaisquer condições iniciais e afasta a ideia de que uma simples restrição manual da válvula antes da ativação do controlador automático possa eliminar a desvantagem de uma baixa capacidade de estabilização.

[0110] Por sua vez, o controlador FPID-P2, que não apresenta perda da capacidade de estabilização em função de uma atuação lenta da válvula choke, praticamente manteve a resposta do ensaio anterior, apresentando novamente apenas duas golfadas após o degrau de descida.

Operação com setpoint instável

[0111] No caso de um sistema de produção modelado para esta invenção, os setpoints têm limites inferiores, abaixo dos quais os controladores lineares tendem a induzir a ocorrência de golfadas. Inclusive, é recomendável sempre operar com um setpoint um pouco maior que seu limite, evitando assim que pequenas perturbações ou mudanças nas características do processo instabilizem o sistema, mesmo que isto implique em uma pequena redução na produção.

[0112] No caso do controlador PID-P ₁ , os setpoints limite foram determinados nos ensaios anteriores como 67,8 bar na modelagem sem flutuações e 68,0 bar na modelagem em que foram consideradas flutuações na vazão do poço. Embora a redução dos setpoints abaixo desses valores induzam golfadas no sistema, esta não é a única maneira com que um sistema de produção em malha fechada pode se instabilizar, uma vez que mudanças nas características da planta podem fazer com que um setpoint estável tome-se instável. No contexto da produção de petróleo, a mudança que mais facilmente pode causar este fenômeno é a redução da vazão de saída do poço, causada pela depleção natural do reservatório e por problemas no próprio poço, como obstrução da região canhoneada.

[0113] Para verificar o comportamento dos controladores FPID-P ₂ e PID-P ₁ durante a ocorrência de mudanças nas características do processo, montou-se um ensaio em que a pressão aparente do reservatório, é levemente reduzida de 112,5 bar para 110 bar após a estabilização do escoamento. As respostas da vazão e do sinal de controle para o controlador PID-P ₁ são apresentadas na Figura 26, na qual pode ser observado que o controlador PID-P ₁ não foi capaz de estabilizar o sistema após a pequena redução da pressão aparente do reservatório, pois seu setpoint deixou de ser estável. Em uma situação real, a solução deste problema requer que um operador perceba o descontrole de processo, identifique o poço que está golfando e ajuste o setpoint do controlador. [0114] Uma forma de evitar que estas situações ocorram com frequência é ajustar um setpoint mais distante do limite de estabilidade, evitando assim que pequenas variações nas condições de processo levem-no à instabilidade. O problema desta solução é que ela implica na diminuição da produção.

[0115] O mesmo ensaio foi realizado com o controlador FPID-P2, tendo sido obtidos os resultados apresentados na Figura 27, em que podem ser observadas a vazão de saída, a pressão no topo do riser, o sinal de controle e o grau de severidade da golfada (8).

[0116] Antes da ativação do controlador, marcada pela linha tracejada aos 2000 segundos, o estimador indicava continuamente a ocorrência de golfada de intensidade 1,8. Após a ativação, este sinal comanda o fechamento heurístico da válvula choke, conforme pode ser visto no quarto quadro, estabilizando o sistema.

[0117] Após a estabilização, a parcela PID (5) do controlador busca o setpoint de pressão normalmente, até que aos 10000 segundos ocorre a diminuição da pressão aparente do reservatório, levando à ocorrência de golfadas, que são refletidas na pressão de topo e prontamente detectadas pelo estimador de severidade de golfadas (6), que novamente atua heuristicamente no fechamento da válvula até a estabilização.

[0118] Após a nova estabilização, a parcela PID (5) do controlador volta a perseguir o setpoint, agora inatingível pois tomou-se instável após a mudança de pressão, levando novamente à formação de golfadas, que são prontamente detectadas e suprimidas.

[0119] Como o setpoint do controlador é constante, o processo continua indefinidamente, com a geração de pequenas golfadas em formato de waveiets na vazão de saída. Já na pressão de topo, única variável que o controlador de fato observa, a deformação é bem mais significativa, com desvios de até 2 bar em relação ao setpoint. Isto exemplifica como uma ação de controle (3) não- linear, que aparentemente prejudica o sistema ao contrariar o objetivo clássico de minimizar o erro, está na verdade favorecendo o objetivo de controle. Este tipo de ação, não implementável por controlador linear, permite que este controlador tenha um bom desempenho mesmo sendo dependente de uma variável de baixa qualidade para fins de controle.

[0120] Neste ensaio, a vazão média obtida foi de 8,71 kg/s, levemente inferior à vazão máxima alcançável com um setpoint estável, que passou a ser de 8,74 kg/s após a redução da pressão do reservatório, mas significativamente superior à máxima vazão obtida através da técnica de choking estático, 8,35 kg/s para as novas condições do reservatório. Isto demonstra que, do ponto de vista de produção, a operação com setpoint instável não é um grande problema, e pode ser preferível em relação à operação com grande folga de setpoint. [0121] Naturalmente, operar com um setpoint instável não é a situação ideal, mas, caso isso venha a acontecer, a perda de desempenho do controlador FPID- P ₂ é significativamente inferior à observada no PID-P ₁ . Além disso, como o controlador inventado (1 ) possui um estimador de severidade de golfadas (6), é possível utilizá-lo na criação de um alarme na tela de operação, indicando operação instável e necessidade de reajuste de setpoint.