Simulação da Elevação de Óleo por Gás usando o Método Smoothed Particle Hydrodynamics

Resumo

Oil reservoir production typically declines over time due to decreasing pressure, posing a challenge to maintaining economically viable production rates. To supplement natural flow, artificial lift methods can be employed to enhance fluid recovery. The choice of a suitable lift method depends on the characteristics of the production system, including reservoir and fluid properties, as well as surface facility constraints. This study focuses on gas lift, an artificial lift technique that involves injecting compressed gas into the lower sections of the well through valves strategically placed along the production tubing. As the injected gas mixes with the oil, it reduces the effective density of the fluid mixture, thereby facilitating its ascent to the surface. Gas lift is particularly well suited for offshore operations and is not constrained by well depth. It allows for either continuous or intermittent lifting to restore or enhance productivity. Despite its relevance, numerical simulations of gas lift rarely employ particle-based methods. One such method is Smoothed Particle Hydrodynamics (SPH), which is a mesh free Lagrangian approach capable of modeling multiphase flows. In this work, we apply the SPH method to a simplified gas lift test case: a two-dimensional, two-phase isothermal flow in a vertical pipe filled with oil, into which high-pressure gas is injected through a valve. Our simulation results demonstrate the feasibility of using SPH to model gas lift. However, further refinement of the boundary conditions is required for the method to become truly competitive.

Keywords: Artificial lift, Gas-lift, Oil production, Smoothed Particle Hydrodynamics.

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A produção de reservatórios de petróleo tipicamente declina ao longo do tempo devido à diminuição da pressão, representando um desafio manter taxas de produção economicamente viáveis. A fim de suplementar o escoamento natural, métodos de elevação artificial podem ser empregados para aumentar a recuperação de fluidos. A escolha de um método de elevação adequado depende das características do sistema de produção, incluindo as propriedades do reservatório e dos fluidos, bem como as restrições das instalações de superfície. Este estudo foca no gas lift, uma técnica de elevação artificial que envolve a injeção de gás comprimido nas seções inferiores do poço através de válvulas estrategicamente posicionadas ao longo da coluna de produção. À medida que o gás injetado se mistura com o óleo, a densidade efetiva da mistura fluida é reduzida, facilitando assim sua ascensão à superfície. O gas lift é particularmente adequado para operações offshore e não é limitado pela profundidade do poço. Ele permite uma elevação contínua ou intermitente para restaurar ou aumentar a produtividade. Apesar de sua relevância, simulações numéricas de gas lift raramente empregam métodos baseados em partículas. Um desses métodos é o Smoothed Particle Hydrodynamics (SPH), que é uma abordagem lagrangiana livre de malha capaz de modelar escoamentos multifásicos. Neste trabalho, aplicamos o método SPH a um caso teste simplificado de gas lift: um escoamento bifásico isotérmico bidimensional em um duto vertical preenchido com óleo, no qual gás a alta pressão é injetado através de uma válvula. Os resultados da simulação demonstraram a viabilidade do uso do SPH para modelar o gas lift. Entretanto, ainda é necessário implementar novas condições de contorno para que o método se torne verdadeiramente competitivo.

Palavras-chave: Elevação artificial, Elevação de gás, Produção de petróleo, Hidrodinâmica de Partículas Suavizada.

DOI: 10.5281/zenodo.16914425