Resumo - Optmizing Production using Nodal Analysis Applications

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Resumo Artigo – “Optmizing Production 
using Nodal Analysis Applications” 
 
Luiza Mendes Martins 
 
 
Elevação de Petróleo – Resumo – Artigo “Optmizing Production 
using Nodal Analysis Applications” 
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Resumo – Artigo “Optmizing Production using Nodal Analysis 
Applications” 
 
O artigo "Optmizing Production using Nodal Analysis Applications" foi realizado no campo 
petrolífero Hurricane, localizado em Tulsa - Oklahoma, que abrange uma ampla variedade de dados de 
instalações de superfície e subsuperfície. O campo no qual continha sete reservatórios contendo onze 
poços diferentes, conectados a 4 manifolds diferentes. Sete desses poços estão produzindo 
naturalmente, enquanto os quatro restantes são produzidos através de elevação natural. Foi realizado 
um estudo de garantia de fluxo para conhecer o efeito de golfadas, deposição de parafinas e formação 
de hidratos. 
Através desses 14 poços, este artigo teve como objetivo fornecer um método para otimizar a 
taxa de fluxo de produção dos poços e minimizar o custo. O simulador de fluxo multifásico em estado 
estacionário é mais adequado para modelar e entender processos de fluxo multifásicos e otimizar o 
fluxo de produção. Para tornar essa otimização possível, foi inserido poços com diferentes parâmetros 
no simulador. Primeiramente, foi executado uma análise nodal para cada poço, conduzida por uma 
simulação do sistema de produção para alcançar o design ideal dos sistemas de produção. Em adição, 
para parâmetros que se acredita afetar a taxa de produção foram testados diferentes cenários, como o 
tamanho da tubulação e da linha de fluxo, minimizando skin factor, controlando water cut e ajustando 
a pressão de injeção de gás-lift. 
O mesmo simulador também pode ser usado para estudar a garantia de fluxo sob o efeito de 
golfadas, para esse estudo o poço A-2 foi conectado a uma linha de fluxo inclinada, sob o efeito também 
da deposição de parafina e da formação de hidratos, como todos os poços têm composições fluidas 
semelhantes, um método generalizado foi usado para esse estudo. 
Para os resultados finais, o resumo será focado no poço A-2, o qual tem como condição o fluxo 
natural e antes da análise nodal ficava fechado a maior parte do tempo, em um reservatório dolomítico, 
sendo o único poço conectado ao manifold M-4 e o qual foi completado em um intervalo de 6371-6476 
pés. Assim, realizada a análise nodal desse poço foi constatado que é possível reabri-lo. Como o 
tamanho da tubulação não foi mencionado nos dados do poço, a análise foi realizada para diferentes 
tamanhos de tubos e concluiu-se que alterar o tamanho da tubulação não faria grande diferença na 
taxa de fluxo de produção, a figura 1 mostra diferentes taxas de produção para diferentes tamanhos de 
tubos, onde a vazão de surgência (os pontos de intersecção (IPR e OPR) representam os pontos de 
operação) foi encontrada na faixa de 5.160-5.340 bpd. Neste caso, é possível identificar que a mudança 
no diâmetro da tubulação não impactou expressivamente na vazão de produção. 
Resumo Artigo – “Optmizing Production 
using Nodal Analysis Applications” 
 
Luiza Mendes Martins 
 
 
Elevação de Petróleo – Resumo – Artigo “Optmizing Production 
using Nodal Analysis Applications” 
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Otimizada a taxa de fluxo de produção, o simulador pode ser usado no caso da garantia de 
fluxo, as três garantias de fluxo estudadas, foram o padrão de golfadas, deposição de parafinas e 
formação de hidrato. O poço A-2 foi o escolhido para o estudo do efeito do padrão de golfada, pois é o 
único poço conectado a uma linha de fluxo inclinada. 
Usando as mesmas diferenças de elevação fornecidas na seção de entrada, uma curva entre 
o número do critério de Bøe e a taxa de fluxo de produção foi implementada. E o padrão de golfada 
começou a ocorrer na vazão acima de 5.000 bpd, onde a curva estimada cruza o valor de 1, então para 
não haver então problemas inesperados foi proposto manter uma taxa de produção de 4.700 bpd, como 
pode ser observado na figura 2. Já no caso de deposição de parafina, a mesma começou a ocorrer 
abaixo de 10 ° C e, como essa temperatura pode ser facilmente alcançada em reservatórios offshore 
foi proposto o uso de um método preventivo, como isolamento ou revestimento plástico. Para a 
finalização da garantia de fluxo, na formação de hidratos foi altamente recomendável o uso de um dos 
métodos de controle dos mesmos, como o aumento de temperatura, diminuição da pressão, ou o uso 
de inibidores termodinâmicos, como metanol ou glicol, para mudar o envoltório da fase de hidrato em 
direção a pressões mais altas e temperaturas mais baixas. 
Portanto, esse artigo tira uma conclusão partindo da análise nodal no campo Hurricane, que a 
otimização da taxa de produção de onze poços diferentes e a otimização dos poços foi 
alcançada. Pode ser comprovado pelo estudo de garantia de fluxo que os poços com comportamento 
atual estão em más condições e um método de prevenção proposto neste estudo deve ser adotado. 
 
 
 
Figura 1 - Curva do poço TPR versus IPR para diferentes 
diâmetros da tubulação 
Figura 2 - Análise de Golfada Severa para o poço A-2