AV2 - MÉTODOS DE ELEVAÇÃO DE PETRÓLEO

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APÊNDICE A – MODELO DO QUESTIONÁRIO DE AVALIAÇÃO DO SISTEMA
UNIVERSIDADE ESTÁCIO DE SÁ
ENGENHARIA DE PETRÓLEO
NORMA SOARES NOGUEIRA
MÉTODOS DE ELEVAÇÃO DE PETRÓLEO
Rio de Janeiro, Novembro de 2018
NORMA SOARES NOGUEIRA
MÉTODOS DE ELEVAÇÃO DE PETRÓLEO
Trabalho apresentado ao curso de Engenharia de Petróleo da Universidade Estácio de Sá, como requisito de avaliação, orientado pelo Prof. Carlos Alberto Ferreira.
Rio de Janeiro, Novembro de 2018
SUMÁRIO
GÁS LIFT 	4
1.1	Conceito	4
1.2	Gás Lift Contínuo	5
1.3	Gás Lift Intermitente	5
1.4	Equipamentos	6
BOMBEIO CENTRIFUGO SUBMERSO (BCS)	9
2.1 Conceito	9
2.2 Equipamentos	9
2.2.1 Equipamentos de Superfície	10
2.2.2 Equipamentos de Subsuperfície	11
BOMBEIO POR CAVIDADES PROGRESSIVAS (BCP)	14
3.1 Conceito	14
3.2 Equipamentos	14
3.3 Principais Caracteristicas	15
ESTUDO DE CASO	16
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS	21
Gás Lift
Conceito
 A elevação natural utiliza apenas a própria energia do reservatório para elevar os fluidos da zona produtora até a superfície. Sob determinadas circunstâncias, porém, a energia (pressão) disponível não é suficiente para manter os poços com altos valores de produção. Nestas situações, a elevação artificial entra como um método para adicionar energia ao fluido, complementando a energia do reservatório.
O gas-lift (GL) é um método de elevação de petróleo, largamente usado. É empregado não só em poços sem condições de surgência, mas também naqueles onde se pretende aumentar a sua produção de óleo. Consiste basicamente na injeção de gás num determinado ponto da coluna, reduzindo a densidade média dos fluidos produzidos. Isto provoca uma diminuição no gradiente de pressão ao longo da tubulação e, conseqüentemente, menor pressão requerida no fundo do poço. O resultado é um aumento da vazão de produção. Ou também injetando gás de forma intermitente elevando o fluido por meio de golfadas.
Embora existam variações, o esquema básico de um poço equipado para produzir porgas-lift é mostrado na figura a seguir. Ao longo da coluna de produção estão distribuídos alguns mandris de gas-lift contendo cada um uma válvula de gas-lift. O gás é normalmente injetado através do espaço anular revestimento coluna de produção e penetra na coluna por meio das válvulas especialmente desenhadas para essa finalidade.
 
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Gás Lift Contínuo
             No gás lift contínuo o gás é injetado continuamente na coluna, através de uma válvula instalada no interior de um mandril. O gás mistura-se ao óleo gaseificando o mesmo e reduzindo a sua densidade. Os poços assim equipados possuem uma linha de gás natural comprimido, conectada a uma das saídas laterais da cabeça de produção.
texto que apresente a mesma. Uma figura não deve iniciar uma seção sem um texto precedente que a apresente e cite a figura. Toda vez que a figura é citada no texto, a mesma deve ser escrita com a inicial maiúscula (... como mostra a Figura 1).
Gás Lift Intermitente
No gás lift intermitente o gás é injetado intermitentemente. È instalado na linha de gás um aparelho intermitor e o tempo de injeção de gás. Quando injetado vai abrir a válvula operadora (calibrada com uma determinada pressão) e também alojada em um mandril, arremessando para a superfície a coluna de óleo que se acumulou no interior da mesma no intervalo de injeção.
Equipamentos
A)    de sub superfície:
-   cruzeta (limitador da coluna);
-   seat niple (niple de assentamento);
-   standing valve (válvula de pé);
-   mandris com válvulas;
-   packer;
-   coluna de produção;
B)    de superfìcie:
-   A.N.;
-   Bean;
-   Intermitor/motor valve;
-   Linha de gás;
-   Estação de compressores (para comprimir o gás).
· Cruzeta 
 Tem a função de limitar (impedir) a saída do interior da coluna para o revestimento, de faca ou outros equipamentos e ferramentas de “wire-line”.
· Niple de assentamento
 Tem a função de alojar a standing valve.
· Válvula de pé 
 Tem a função de auxiliar o “kick-off” (partida do poço de gás lift).
· Mandris 
 São utilizados para alojar as válvulas do gás lift. Os tipos mais usados são MM ou MG para completação simples e KBM ou KBMG para completação dupla. Quando descidos no poço são numerados de cima para baixo como 1º, 2º, 3º mandril etc.
          
· Válvulas 
 Se alojam nos mandris e sua função é dar passagem para os fluidos apenas no sentido anular para a coluna. Podem ser de orifício (ex.: DKO ou RDO), ou de pressão (ex.: BK-1 ou R-20). Chamamos válvula operadora ou mandril operador, a válvula instalada no último mandril da composição. Todos os demais acima dele, não atuam durante a operação do poço. A função deles é atuar durante o “kick-off” do poço.
            
· “Kick-off” ou partida 
 É efetuada após equipar e testar o poço. O anular e tubo estarão cheios de fluido de amortecimento. Ao ser aberta a linha de gás conectada ao anular, a pressão do gás vai expulsando o fluido contido no anular e o tubo à proporção que as válvulas dos mandris vão se abrindo de cima para baixo, drenando todo o fluido da coluna até abrir a válvula operadora (última). Neste estágio o poço entrará em funcionamento e todas as outras válvulas acima já estarão fechadas por possuírem pressão de calibragem maior do que a operadora.
             
· Packer 
 
 Tem a função de isolar o espaço anular do intervalo produtor.
           
· Bean ou válvula de agulha 
 É utilizado para regular ou restringir o fluxo do poço dando uma contra pressão. Pode ser instalado na A.N. ou na estação coletora.
          
· Intermitor 
 É instalado na linha de gás de um poço de gás lift intermitente, sua função é regular automaticamente os intervalos e a duração da injeção de gás no poço.
            
· Estação de compressores 
Recebe o gás produzido das estações coletoras ou gás já processado pela planta de gasolina natural e comprime o mesmo utilizando imensos compressores.
BOMBEIO CENTRIFUGO SUBMERSO (BCS)
2.1 Introdução
Esse método de elevação vem sendo cada vez mais utilizado devido a disponibilidade, a crescente flexibilidade dos equipamentos e sua funcionalidade. No bombeio centrífugo submerso (BCS), a transmissão de energia para o fundo do poço é através de um cabo elétrico, onde essa energia elétrica através de um motor de subsuperfície é transformada em energia mecânica. Esse motor está diretamente conectado a uma bomba centrífuga que transmite a energia para o fluido em forma de pressão, elevando-o até a superfície. 
O BCS há alguns anos era utilizado em poços que produziam com alto teor de água e com baixa razão gás-óleo. Atualmente estão sendo produzidos economicamente pelo BCS, poços com fluidos de alta viscosidade e com altas temperaturas. Estudos estão sendo feitos para esse método de elevação produzir também poços com alta razão gás-líquido
2.2 Equipamentos
Esses equipamentos responsáveis por fazer o poço produzir por bombeio centrífugo submerso podem ser de superfície ou de subsuperfície. Na Figura abaixo pode-se observar o esquema de funcionamento de um poço produtor por BCS.
2.2.1 Equipamentos de superfície
· Quadro de comandos 
Equipamento responsável por proteger de mudanças climáticas, para com isso controlar e operar com segurança o equipamento de fundo. O quadro de comando que vai ser utilizado vai depender da voltagem, amperagem e potência máxima do sistema.
· Transformador 
Esse equipamento tem como finalidade transformar a tensão da rede elétrica na tensão nominal do motor acrescida das perdas ocorridas no cabo elétrico. A escolha de qua ltransformador utilizar depende da voltagem da rede, voltagem do motor, perdas no cabo elétrico e potência do motor. 
· Cabeça de produção 
É uma cabeça especial onde possui duas passagens, sendo uma para a coluna de produção e uma para o cabo elétrico. A cabeça de produção a ser utilizada vai depender do diâmetro do revestimento, tipo do cabo, pressões envolvidas e diâmetro da coluna de produção.
· Caixa de ventilação 
É um equipamento acessórioque pode ou não, ser instalado entre o quadro de comandos e o poço, tendo como finalidade a ventilação do cabo trifásico, promovendo assim a saída do gás que poça migrar do poço pelo interior do cabo para a atmosfera. 
· Válvula de retenção 
Equipamento responsável por manter a coluna de produção cheia de fluido, quando ocorrer por algum motivo o desligamento do conjunto de fundo.
· Válvula de drenagem ou de alívio 
Sempre que ocorre a descida da válvula de retenção é utilizada a válvula de drenagem. Para evitar que a coluna retirada venha cheia de fluido, provocando derramamento de óleo toda vez que um tubo for desconectado.
· Sensores de pressão e temperatura de fundo 
Equipamentos instalados abaixo do motor com a finalidade de avaliar o comportamento do poço através de informações de pressão e temperatura transmitidas do fundo do poço para superfície, através do mesmo cabo que leva energia ao motor
2.2.1 Equipamentos de subsuperfície
· Bomba 
No BCS é utilizada uma bomba do tipo centrífuga de múltiplos estágios, cada estágio contendo um impulsor e um difusor. 
O impulsor é preso a um eixo e gira a uma velocidade de aproximadamente 3.500 rotações por minuto, transferindo energia ao girar sob a forma de energia cinética ao fluido, aumentando assim a sua velocidade. 
O difusor permanece imóvel, redirecionado o fluido do impulsor encontrado abaixo para cima, diminuindo sua velocidade e transformando a energia cinética em pressão. A quantidade de estágios é diretamente proporcional a quantidade de fluidos deslocados para superfície. O tamanho e a forma do difusor e do impulsor determina a vazão a ser bombeada, existindo bombas com vazões situadas entre 20 e 10.000 m3/dia, tendo capacidade de elevar até 5.000metros.
Estágios de uma bomba de múltiplos estágios para BCS
· Admissão da bomba 
Está localizada na parte de baixo da bomba e é o trajeto do fluido para abastecer o primeiro estágio. A admissão pode ser encontrada de duas formas, sendo elas simples ou de separador de gás. É utilizada a forma simples quando o volume de gás livre na entrada da bomba seja pequeno, não afetando assim a eficiência do bombeio. A forma de separador de gás é utilizada dependendo do volume de gás livre a ser separado. 
A admissão da bomba, sendo ela simples ou do tipo separador de gás, é escolhida de acordo com a série da bomba, vazão do líquido e da razão gás-líquido nas condições de bombeio.
· Motor elétrico 
Motores projetados para trabalhar em condições bastante severas, como por exemplo: imerso em fluidos que estão sendo produzidos, altas pressões e temperaturas. Esses são cheios com óleo especial de origem mineral com a finalidade de garantir o isolamento elétrico, lubrificação dos mancais e o resfriamento do motor. A escolha de qual motor utilizar para determinado poço vai depender do diâmetro do revestimento, potência necessária, transformadores disponíveis e profundidade do poço.
· Protetor
 Equipamento localizado entre a admissão da bomba e o motor. Com a finalidade de conectar a carcaça do motor com a carcaça da bomba igual a os eixos da bomba e do motor, prevenir a entrada de fluido produzido no motor, equalizar as pressões do fluido produzido e do motor evitando diferencial de pressão no protetor, prover o volume necessário para a expansão do óleo do motor devido ao seu aquecimento e alojar o mancal que absorve os esforços axiais transmitidos pelo eixo da bomba.
· Cabo elétrico 
O cabo elétrico tem a função de transmitir energia da superfície para o motor. Esse cabo elétrico é trifásico e com condutores de alumínio ou de cobre. O cabo é dimensionado de acordo com a corrente elétrica que irá alimentar o motor, da temperatura de operação, voltagem da rede, tipo de fluido a ser produzido e do espaço disponível entre a coluna de produção e o revestimento. O cabo elétrico escolhido deverá resultar numa queda de tensão menor do que 10 volts para cada 100 metros de cabo. 
BOMBEIO POR CAVIDADES PROGRESSIVAS (BCP)
3.1 Conceito
A utilização de bombas de cavidades progressivas para elevação artificial no Brasil teve início em 1984 em fase experimental. Devido a simplicidade do método e da eficiência na produção de fluidos viscosos, o número de instalações com esse tipo de equipamento tem se difundido rapidamente.
O BCP consiste em uma bomba do tipo deslocamento positivo, composto de um motor metálico com a forma de um parafuso sem fim e de um estator.  As folgas existentes entre o rotor e o estator formam os volumes das cavidades. A rotação do rotor produz o deslocamento dos fluidos dentro das cavidades.
3.2.Equipamentos
Basicamente, o BCP é constituído de quatro partes principais:
· Cabeça de acionamento;
· Coluna de hastes e de tubos;
· Bomba de Fundo (rotor e estrato);
· Outros equipamentos.
Basicamente, a cabeça de acionamento converte energia proveniente de um motor elétrico ou de combustão interna em movimento rotativo, fornecendo torque à coluna de hastes. Esta, por sua vez, transmite o movimento de rotação à bomba de fundo. E o giro do rotor movimenta os fluidos até a superfície, de forma não pulsante, na vazão desejada, mantendo uma pressão reduzida sobre a formação produtora.
3.3 Principais Características
As principais características do sistema BCP:
· Baixa a média vazão;
· Aplicável a poços isolados;
· Pequenas e médias profundidades;
· Problemáticos em poços desviados;
· Pouca restrição à areia;
· Aplicável a poços com fluidos viscosos e parafínicos;
· Problemáticos em poços com altas temperaturas.
Os poços terrestres que possuem método de elevação por Bombeio de Cavidades Progressivas (BCP) apresentam uma quantidade de intervenção muito alta devido à ruptura dos materiais (hastes) que formam o sistema de elevação e produção do poço.
Uma das causas mais frequentes de intervenção em poços é a troca de hastes partida, a haste partida causa o não funcionamento do método de elevação (BCP) que interrompe a produção do poço e consequentemente necessita de manutenção e troca de todos os materiais que compõe o sistema BCP. A inspeção visual dos poços é feita com periodicidade, mas, às vezes, o poço fica parado por algum tempo ocasionando uma perda de produção.
O acompanhamento de um poço que está produzindo por BCP é feito através de testes de produção, verificação de vibrações no cabeçote e registros de sonolog. Vibrações no cabeçote ou ruído anormal podem significar rolamento defeituoso, falta de óleo lubrificante no cabeçote ou choque das hastes contra a coluna de produção. A verificação constante da pressão na cabeça do poço é importante no acompanhamento de poços que produzem por este método. O aumento gradativo da pressão pode significar parafinação da linha de produção.
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ESTUDO DE CASO
Em um estudo feito para produção de um campo de petróleo, verificar se o reservatório tem energia suficiente para elevar os fluidos até a superfície é de fundamental importância. Essa análise pode ser feita fazendo uso das curvas de sistema IPR e TPR, como mostrado abaixo.
- Análise de Surgêncua
A interseção entre as curvas TPR e IPR mostra o ponto de otimização operacional em relação à pressão de fluxo no fundo de poço e a vazão de produção. Quando esse ponto não existe naturalmente pode-se dizer que esse poço não conseguirá elevar seus fluidos sem ajuda de um método de elevação artificial, ou seja, não será surgente. No caso analisado, o dispositivo de elevação utilizado será o sistema de gaslift contínuo, isso acarretará uma diminuição do gradiente de pressão ao longo da coluna devido à diminuição das perdas de pressão por elevação. 
O correto dimensionamento do sistema de elevação proporciona uma operação dentro de condições ótimas de produção, ou seja, produzir tudo que o método for capaz de impulsionar.
A determinação da vazão de injeção de gás é um dos parâmetros primordiais a ser definido. Através do módulo Artificial Lift Performance, do PIPESIM, foi possívelsimular a injeção de gás na coluna de produção e verificar a influência da quantidade de gásinjetado na produção dos fluidos. A figura abaixo mostra uma simulação realizada, onde os parâmetros de análise são: a vazão de líquido e a vazão de injeção de gás. Inicialmente, o sistema de gas-lift foi instalado na coluna de produção a uma profundidade de 3775 ft e considerada a pressão de saída de 110 pisg.
Através da análise do gráfico, percebe-se que para instalação da válvula a uma profundidade de 3775 ft, tem-se uma vazão ótima de injeção nas proximidades de 2 MMscf/dia ( 2 milhões de pé cúbicos standart por dia). O referido gráfico mostra também que a vazão de fluidos produzidos não é proporcional à vazão de injeção de gás, pois a partir de um determinado valor de injeção, a produção não aumenta mais, registrando uma diminuição.
Com auxílio do módulo Lift Gas Response Curves localizado no menu Artificial Lift do PIPESIM também foi possível realizar simulações objetivando a obtenção da vazão ótima de injeção de gás, da pressão ótima do gás de injeção, da profundidade ótima para assentamento da válvula operadora. Pode-se ainda avaliar o diferencial de pressão que a válvula operadora pode ser submetida.
Para essa análise, foi utilizada uma pressão de injeção de 1000 psig e temperatura de superfície de 50 °F. Além disso, para sensibilidade das curvas foram inseridas dois parâmetros de diferencial de pressão (DP): 150 e 250 psig, além de variar a vazão de injeção de 0 a 5 MMscf/d.
Percebe-se que imprimindo um diferencial de pressão de 150 psig à válvula operadora, a vazão de produção se mostra mais alta. Além disso, usando esse DP, a profundidade ótima de instalação da válvula é maior, fazendo com que o sistema dentro da coluna de produção seja gaseificado com mais eficiência.
Para essa análise, foi utilizado um diferencial de pressão de abertura da válvula operadora de 150 psig e temperatura de superfície de 80 °F. Além disso, para sensibilidade das curvas foram inseridas 3 parâmetros de pressão de injeção: 1000, 1200 e 1400 psig, além de variar a vazão de injeção de 0 a 5 MM scf/dia.
Percebe-se que imprimindo uma pressão de injeção de 1400 psig, a vazão de produção se mostra mais alta. Além disso, usando essa pressão, a profundidade ótima de instalação da válvula é maior, fazendo com que o sistema dentro da coluna de produção seja gaseificado com mais eficiência.
A proposta deste estudo foi a seleção de valores ótimos dentro de valores comumente utilizados em operações com gas-lift contínuo, de forma a garantir uma maior produção do poço, ou do campo de petróleo.
Para o estudo, selecionou-se o diferencial de pressão de 150 Psig a uma pressão de injeção qualquer. No caso da simulação realizada, 1000 Psig. Obtido o diferencial de pressão que gerou maior produção, partiu-se para seleção da melhor pressão de injeção, que foi a de 1400 Psig, visto que também gerou uma maior produção. Com essas definições, definiram-se os seguintes parâmetros ótimos de operação: Vazão de Injeção de Gás de 3 mmscf/dia e uma Profundidade Válvula Operadora de 6650 ft, gerando uma vazão máxima de produção de 2370 STB/dia.
Esses resultados sugerem que um menor diferencial de pressão na válvula, dentro de um limite operacional, implica numa gaseificação mais uniforme da coluna de produção, e, portanto, maior produção. Além disso, mostra que quanto maior a pressão de injeção, antes de atingir um ponto ótimo, maior a quantidade de gás inserida na coluna de produção e, portanto, maior eficiência do processo de elevação por gas-lift contínuo. 
Os valores obtidos nas simulações são parâmetros ótimos de operação visando apenas maior produtividade. Na prática, acrescentado a esse estudo é feito uma minuciosa análise econômica para viabilizar a implementação do projeto. 
Além dos estudos técnicos e econômicos, o projeto ainda depende da disponibilidade do gás, da disponibilidade de compressores na lotação de trabalho e energia elétrica, além de outros fatores logísticos para o funcionamento do método.
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS
http://camposmarginais.blogspot.com/2012/03/o-metodo-gas-lift.html
http://www2.ufersa.edu.br/portal/view/uploads/setores/232/ronnifran_trabalhofinal_rev
_mvn4-ELEVA%C3%87%C3%83O.pdf
http://camposmarginais.blogspot.com/2011/12/o-bombeio-por-cavidades-progressivas.html
file:///C:/Users/norma/Downloads/TCC_-_2014.2_-_Joo_Maria_de_Gois_Junior.pdf