Modelagem e Simulação da Elevação de Fluidos em um Poço Onshore Produtor de Gás

• Ano de defesa: 2025
• Autor(a) principal: Araujo Junior, Roberto Ribeiro de
• Tipo de documento: Dissertação
• Tipo de acesso: Acesso aberto
• Idioma: por
• Palavras-chave em Português: PVT Characterization; 1D Multiphase Flow; Transient Simulation; Gas-Lift; Gas Well
• Link de acesso: https://repositorio.udesc.br/handle/UDESC/20541

A análise da elevação de fluidos em um poço de gás é crucial para realizar a avaliação técnico-econômica de um projeto de poço. Durante essa avaliação, são realizadas simulações para prever o comportamento de produção, identificar o momento ideal para utilizar métodos de elevação artificial e determinar os equipamentos de subsuperfície e superfície necessários para atingir os objetivos do projeto. Assim, entender a elevação de fluidos em um poço de gás requer conhecimento em diversas áreas, como caracterização PVT de fluidos, simulação numérica dos gradientes de pressão e temperatura ao longo do escoamento multifásico do reservatório até a árvore de natal. Diante desse contexto, o presente trabalho tem como objetivo analisar a elevação de fluidos em um poço onshore produtor de gás localizado no Brasil, utilizando ferramentas computacionais para a caracterização PVT e o escoamento transiente multifásico 1D. O estudo utilizou a equação de estado cúbica de Peng-Robinson, com translação de volume de Peneloux, para a caracterização e modelagem das propriedades do fluido nas condições de reservatório, utilizando o software Multiflash. A geração da tabela PVT permitiu dar início à simulação do escoamento multifásico 1D, com o objetivo de investigar a elevação de fluidos do poço no software ALFAsim. Após a construção da análise nodal, observou-se que o poço produzia de forma natural, sem a necessidade de método de elevação artificial, o que foi confirmado pela simulação no ALFAsim. Nas primeiras 2 horas de simulação do escoamento multifásico, o poço apresentou elevação natural, com vazões volumétricas de gás, óleo e água de 78,6 sMm³/d, 1,83 sm³/d e 1,97 sm³/d, respectivamente, com erro inferior a 2% em relação aos dados reais de campo. No entanto, ao simular cenários futuros e condições operacionais cotidianas, constatou-se que, ao aumentar o corte de água para 60% e interromper a produção por 48 horas, o acúmulo de líquido na coluna inviabilizou o retorno à produção natural. Após a injeção de 5.000 sm³/d com o método de elevação artificial gás-lift contínuo, o poço retornou à produção.