Resumo: A simulação acoplando reservatórios e sistemas de produção é um problema desafiador e pode se tornar uma tarefa difícil caso modelos intensivos computacionalmente com múltiplos reservatórios e sistemas de produção complexos sejam considerados. Todavia, simulações aplicando a técnica de acoplamento podem promover melhor precisão na previsão de produção, especialmente em planos de desenvolvimento de longo prazo. A integração dos sistemas petrolíferos pode ser realizada por duas metodologias principais: utilizando diferentes simuladores (acoplamento explícito) ou considerando todos componentes individuais do sistema em um único programa (acoplamento implícito). O método explícito é mais flexível, permitindo a integração entre simuladores comerciais preparados para cada aplicação. Como desvantagem, soluções oscilatórias podem ser geradas. Neste trabalho, uma nova metodologia para redução das instabilidades numéricas (oscilações) decorrentes do acoplamento explícito é formulada por meio de uma configuração de controle. Resultados deste trabalho mostram que o acoplamento explícito sem um mecanismo para evitar instabilidades numéricas apresenta oscilações que podem crescer ao longo da simulação. A razão desse efeito é atribuída a curva IPR (Inflow Performance Relationship) e consequentemente a vazão do ponto de operação (q_OP) permutados no início do passo de tempo entre simulador de reservatórios e programa acoplador, os quais podem não ser representativos para todo intervalo de acoplamento. A fim de reduzir as oscilações numéricas, é implementado um tipo de sistema de controle por feedback, conhecido como controlador PID (Proporcional, Integral e Derivativo). O controlador PID, com parâmetros (K_C,?_I,?_D) sintonizados manualmente para um grupo de configurações de poços, ajusta a curva IPR tradicional gerada pelo simulador de reservatórios, de forma que o erro entre a pressão de fundo de poço calculada pelo simulador de reservatórios (?BHP?_RS) e a pressão de fundo de poço definida pelo ponto de operação (?BHP?_OP) seja mínimo. Dessa forma, é obtido um valor de q_OP representativo para o intervalo de acoplamento. A nova metodologia foi testada em um modelo numérico sintético (UNISIM-I-D) baseado no campo de Namorado (Bacia de Campos ¿ Brasil), composto por 20 poços satélites (7 injetores e 13 produtores). O controle PID reduz oscilações nas variáveis vazão e pressão no estudo de caso e, além disso, os resultados convergem com o caso base que representa o sistema de produção dos poços produtores por meio de tabelas apropriadas de perda de carga. Palavras Chave: Acoplamento Explícito; Curva IPR; Oscilação; Controlador PID Ver menos

Abstract: Simulation coupling subsurface (reservoir) and surface (network) systems is a challenging problem and can become a daunting task if computationally intensive multi-reservoir models and complex surface network facilities are considered. Nevertheless, simulations applying the coupling technique can bring greater accuracy in production forecast, especially in long-term field development plans. Integration of petroleum systems can be done by two principal methodologies: using different simulators (explicit coupling) or considering all individual components of the system in one simulator (implicit coupling). The explicit method is more flexible, allowing the integration of commercial-off-the-shelf simulators. However, as a drawback, it can yield oscillatory solutions. In this work, a new framework for mitigating explicit coupling numerical instabilities (oscillations) is developed by recasting the problem in a control setting. Results from this work show that explicit coupling without a mechanism to avoid numerical instabilities presents oscillations that can grow throughout the simulation. The reason for such effect is attributed to the IPR (Inflow Performance Relationship) curve and consequently the operating point flow rate (q_OP) exchanged at the beginning of each time step between the reservoir simulator and the coupling program, which may not be representative for the entire coupling interval. In order to mitigate the numerical oscillations, one type of feedback control system, namely a PID (Proportional, Integral and Derivative) controller is applied. The PID controller, with parameters (K_C,?_I,?_D) tuned manually for a group of well settings, adjusts the traditional IPR curve generated by the reservoir simulator so that the error between the bottom-hole pressure calculated by the reservoir simulator (?BHP?_RS) and the bottom-hole pressure defined in the operating point (?BHP?_OP) is minimal. In this case, a q_OP value representative for the entire coupling interval is obtained. The new methodology was tested in a synthetic numerical model (UNISIM-I-D) based on Namorado field (Campos Basin ¿ Brazil), comprised by 20 satellite wells (7 injectors and 13 producers). The PID control reduces the rate and pressure oscillations in the case study, and results converge with base case scenario, which represents the network system of producer wells by proper pressure drop tables. Key Word: Explicit Coupling; IPR Curve; Oscillation; PID Controller Ver menos