ELEVAÇÃO E ESCOAMENTO DE PETRÓLEO - ELEVAÇÃO ARTIFICIAL

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ELEVAÇÃO E ESCOAMENTO DE PETRÓLEO: ELEVAÇÃO ARTIFICIAL
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2023
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ELEVAÇÃO E ESCOAMENTO DE PETRÓLEO: ELEVAÇÃO ARTIFICIAL
Trabalho apresentado ao curso de... da Universidade... como requisito parcial para obtenção de nota para a disciplina de...
Professor (a):
Nome da cidade
2023
SUMÁRIO
1 INTRODUÇÃO	4
2 MODELAGEM DE PRODUÇÃO	5
2.1 MODELO DE RESERVATÓRIO	5
2.1.1 Modelo Black Oil	6
2.1.2 Modelo Composicional	6
2.1.3 Equação da Continuidade	6
2.2 MODELO DE POÇO	7
3 MÉTODOS DE ELEVAÇÃO ARTIFICIAL	10
3.1	BOMBEIO MECÂNICO (BM)	11
3.2	BOMBEIO CENTRÍFUGO SUBMERSO (BCS)	12
3.3	BOMBEIO POR CAVIDADES PROGRESSIVAS (BCP)	13
3.4	GÁS LIFT (GL)	13
4 CONSIDERAÇÕES FINAIS	14
REFERÊNCIAS	15
INTRODUÇÃO
O uso, exploração e comercialização de recursos fósseis vem se tornando um desafio, tanto na área econômica, quanto política, social, técnica e ambiental. Considerando ser uma commodity com alto valor comercial, surge a necessidade de um consenso regulatório e social a respeito da exploração e comercialização de seus recursos. Condições desfavoráveis de produção dos mesmos, com a finalidade de se obter uma produção eficiente e ambientalmente segura, juntamente com a crescente demanda por energia, o que acaba por tornar mais complexo esse processo (CORREIA; FRANÇA; MOTHÉ, 2006).
À medida que a exploração de petróleo atinge camadas mais profundas dos reservatórios, torna-se mais iminente o desafio de se aumentar a produção de petróleo. Aliado a isso, o cenário pós-crise do mercado de petróleo e gás, ocorrido em 2016, incita que a transição energética se aproxime mais de uma economia de baixo carbono. Assim, segundo a ANP – Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis do Brasil (2018), a produção de petróleo se torna em uma oportunidade, diante do futuro fim de uma era de preços elevados do petróleo. Com isso, o aumento na recuperação de óleo está associado a menores custos operacionais.
Diante desse cenário, a utilização de métodos de elevação artificial vem alcançado maior preferência, em decorrência de sua efetividade, atingindo patamares cada vez mais extremos de pressão, temperatura e profundidade. Alguns exemplos podem ser evidenciados em relação a problemas usuais encontrados na produção de petróleo pesado: requisitos de alta pressão de superfície e custos de equipamentos; altas temperaturas do poço podem causar falhas no motor da bomba e no cabo; a eficiência dos sistemas de elevação para gás pode ser muito baixa em poços horizontais longos (ZHAO et al., 2016). Destarte, os equipamentos que fazem parte do sistema de bombas centrífugas submersíveis são caros e apresentam uma vida útil curta devido à exposição a condições adversas (SAPUTELLI, 1997).
Frente a esse contexto, com a intenção de contribuir para o estudo a respeito da elaboração de projetos de elevação e escoamento de petróleo, objetivando o aumento da produção de óleo e redução dos custos contidos nessa operação, o presente estudo evidencia uma maneira de responder ao seguinte questionamento: como otimizar os métodos de elevação artificial de um poço ao longo do tempo?
Para isso, foi realizada uma revisão bibliográfica apresentando uma comparação entre a performance da produção de óleo de cada poço, considerando a aplicação de gás lift, BCS, o BCP e o BM, de maneira a evidenciar as diferentes formas de se realizar a elevação artificial e escoamento de petróleo. Acerca dos objetivos específicos, foram estabelecidos os seguintes: apresentar os modelos de reservatório e poço que podem ser utilizados na modelagem de produção; demonstrar os métodos de elevação artificial e escoamento de petróleo, com a finalidade de dar mais efetividade, reduzir custos e amenizar os impactos no meio ambiente.
MODELAGEM DE PRODUÇÃO
1.1 MODELO DE RESERVATÓRIO
De uma maneira geral, os simuladores matemáticos de sistemas podem ser divididos em analíticos e numéricos. Os resultados alcançados por meio dos simuladores analíticos são exatos, contínuos e deriváveis, aplicados, geralmente, a problemas simples e lineares. A resolução do modelo da fonte linear, a equação do balanço de materiais, as curvas de declínio e o modelo de Buckley-Leverett, são alguns exemplos de simuladores analíticos (ROSA; XAVIER; CARVALHO, 2006).
De acordo com Kleppe (2018), as soluções analíticas para as equações de fluxo do reservatório são geralmente conseguidas apenas assumindo hipóteses para simplificar o modelo estudado. Essas simplificações são aplicadas à geometria, propriedades e condições de contorno que limitam significativamente a aplicabilidade da solução a ser alcançada. Em problemas mais complexos, essas simplificações não são aceitas, de modo que, nesses casos, é preciso solucionar as equações de fluxo no reservatório de maneira numérica. 
A modelagem de sistema numérico oferece soluções aproximadas, discretas e consistentes, sendo aplicada a problemas complexos e não-lineares. Os simuladores numéricos de reservatórios, que são conhecidos também como simuladores de fluxo, são usados para se avaliar o comportamento dinâmico do escoamento de fluídos em reservatórios de petróleo, utilizando uma solução numérica. O reservatório é dividido em uma grade de blocos discretos, em cada parte assume propriedades únicas de fluido (PVT e viscosidade) e rocha (porosidade, saturação e permeabilidade).
A respeito disso, Filho (2012) sintetiza a simulação de reservatório evidenciando os fundamentos nos quais ela se baseia: os princípios de equilíbrio das três principais forças que atuam sobre as partículas do fluido, a saber: as forças viscosas, as forças gravitacionais e as forças capilares, nas leis fundamentais de conservação de massa, energia e momento, bem como no cálculo do escoamento de fluido de um bloco de malha para o próximo, com base na Lei de Darcy. O líquido flui no meio poroso de acordo com o mecanismo da diferença de pressão entre os blocos adjacentes da rede. Os cálculos de fluxo de fluido são repetidos com pequenos intervalos de tempo, sendo que, no final de cada etapa do tempo, uma nova saturação de fluido é calculada para cada bloco da grade (ROSA; XAVIER; CARVALHO, 2006).
1.1.1 Modelo Black Oil
O pressuposto essencial do modelo Black Oil é a de que a composição química dos fluidos no reservatório permanece constante durante o período de produção, não mudando com o esgotamento. O modelo abrange quatro fluidos em um reservatório: óleo morto, gás livre, gás dissolvido e água da formação. Este modelo é adequado para casos de fluxo de água, gás seco e óleo com pouca ou nenhuma volatilidade.
1.1.2 Modelo Composicional
De maneira distinta do modelo Black Oil, o modelo composicional considera a composição química dos fluidos em decorrência do esgotamento do reservatório, tornando o modelo bastante complexo. Este método é aplicável a reservatórios de gás condensado, óleos muito leves com alta volatilidade e, ao estudar a substituição mista, isso é comum em métodos avançados de recuperação.
1.1.3 Equação da Continuidade
Conforme Rosa, Xavier e Carvalho (2006), a equação da continuidade descreve a mudança de massa em um meio poroso devido ao fluxo característico do movimento do fluido. O fluxo pode ser conceituado como o fluxo de massa por unidade de área normal à direção do fluxo. A Figura 1 mostra o fluxo de fluido através de um elemento de meio poroso. 
Figura 1 - Bloco de controle do simulador de tanques
Fonte: JARDIM (2018).
Pelo princípio da conservação da massa, assume-se que a massa que entra no bloco menos a massa que sai dele é igual à massa acumulada neste elemento. Assim, obtém-se a equação da continuidade (1):
	Onde:
𝑣𝑥 , 𝑣𝑦 , 𝑣𝑧 = velocidades darcianas do fluido na direção indicada; 
𝜌 = massa específica do fluido; 
𝜙 = porosidade da formação; 
𝑞 = termo fonte ou sumidouro, que é adicionado para representar o escoamento de massa para dentro ou para fora através de um poço. Um produtor é representado por 𝑞> 0 e um injetor por 𝑞 < 0.
As equações de fluxo de um sistema óleo, água e gás, então, podem ser determinadas a partir das especificações das condições de escoamento e concentrações na equação de continuidade para cada um dos elementos que compõem as três etapas. 
2.2 MODELO DE POÇO
O modelo de poço trata da descrição matemática do escoamento radial do fluido em um meio poroso, fazendo a simulação da drenagem do reservatório para o fundo poço. Segundo Economides et al. (1993), para entender o escoamento do reservatório para o poço pode-se primeiramente utilizar uma expressão simples da Lei de Darcy em coordenadas radiais, conforme apresentado abaixo (2):
(2)
Onde A é a área radial a uma distância r e é dada por A = 2𝜋𝑟ℎ.
Conforme explicado por Filho (2012), o gradiente de pressão 𝑑𝑝/𝑑𝑟 pode ser alcançado por meio da resolução da equação de difusão hidráulica, conforme demonstrado pela equação (3). Conforme exposto por Rosa, Xavier e Carvalho (2006), a difusão hidráulica desempenha um papel importante no estudo de fluxo de fluido em meios porosos. Através dela que foram desenvolvidas soluções adequadas para as diversas situações em que o reservatório pode se encontrar. Descreve o perfil de pressão em um reservatório radial infinito, com um fluido ligeiramente compressível. 
A equação da difusividade pode ser obtida a partir de três outras equações básicas: 
• a equação da continuidade, apresentada na equação (1), que utiliza o princípio da conservação da massa;
• A Lei de Darcy, que expressa o transporte de massa no meio poroso; 
• e uma equação de estado que, segundo Rosa, Xavier e Carvalho (2006), pode ser a lei dos gases ou a equação da compressibilidade.
(3)
Os regimes de escoamento estabelecem as condições de contorno que são usadas, que são as seguintes: regime permanente, transiente e pseudo-permanente. Economides et al. (1993) e Rosa, Xavier e carvalho (2006) apresentam a dedução das soluções da equação da difusidade para cada modelo de regime de fluxo.
Conforme as teorias de Filho (2012), a fórmula adicionada ao simulador de reservatório preconiza o equilíbrio no balanço de massa dentro do bloco de massa relacionada às fontes de acumulação, vazão e massa. O modelo de poço é introduzido na simulação por meio de um termo de origem. A vazão depende da pressão no fundo do tanque e da pressão média do bloco de rede. O modelo de poço, portanto, depende de fatores como geometria, propriedades próximas ao poço, interação com outros poços, completação em mais de um bloco, entre outros. A Figura 2 mostra essas dependências.
Figura 2 - Tratamento do poço dentro do simulador de reservatórios
Fonte: JARDIM (2018).
A relação existente entre a vazão do escoamento 𝑞𝑙 de uma determinada fase I e a modificação de pressão, depende de uma proporção constante, conhecida como índice de produtividade do poço (IP), que pode ser calculado fazendo uso da Lei de Darcy. No padrão radial em um poço vertical, quando se assume um regime permanente, tem a seguinte equação (4):
(4)
Onde:
𝑟𝑒 = raio de drenagem equivalente; 
𝑟𝑤 = raio do poço; 
ℎ𝑛𝑒𝑡 = espessura de areia; 
𝑆𝑘𝑖𝑛 = Dano do poço.
Alguns termos são aplicados para definir o Índice de Produtividade, como permeabilidade relativa, viscosidade e fator de volume de formação, os quais dependem das mudanças na pressão e saturação do reservatório ao longo do tempo. Essa dependência, embutida no simulador de reservatório, apresenta uma função importante na confiabilidade dos resultados obtidos com o modelo do sistema de produção durante o acoplamento. Outros aspectos mudam relativamente pouco ou permanecem constantes (FILHO, 2012).
Desse modo, o índice de produtividade é a relação entre a vazão de fluido medida em condições de superfície (pressão 1 atm e temperatura 60° F) para a pressão de vazão no poço e a pressão diferencial no reservatório. Depende do fluxo de todos os fluidos, como óleo e água associada. Quanto maior a diferença de pressão de vazão entre o fundo do poço e o reservatório, maior a vazão de fluido produzida. A vazão máxima poderia ser alcançada na pressão zero do fundo do poço. No entanto, esta afirmação não é realista porque é necessária uma pressão mínima para que o fluido no fundo do poço suba à superfície.
MÉTODOS DE ELEVAÇÃO ARTIFICIAL
O aumento do fluido da formação para a superfície é determinado principalmente pela energia disponível no reservatório. Um poço é considerado em ruptura quando a pressão a jusante, do reservatório para o fundo do poço, é suficiente para mover o fluido até a montante, na superfície. 
Em geral, aumentos naturais normalmente ocorrerem no início da vida produtiva do reservatório. Segundo Thomas (2004), alguns aspectos que influem na produção do reservatório são: propriedades do fluido, índice de produtividade do poço, mecanismo de produção do reservatório, dano à formação produtora durante a perfuração ou completação do poço, aplicação de técnicas de estimulação, isolamento adequado das zonas de água e gás adjacentes à zona óleo, características dos equipamentos aplicados no sistema de produção (coluna e linha de produção, restrições de fluxo, etc.), controle adequado da produção do poço através de testes periódicos de produção, estudo e monitoramento da queda de pressão no reservatório. 
Conforme o reservatório é depletado, a energia nele contida é reduzida, e a pressão no fundo do poço não é suficiente para mover o fluido para a superfície. Existem também tanques de pressão relativamente baixa. Em seguida, é necessário o uso de métodos de elevação artificial que convertam energia ou reduzam a necessidade de energia para a produção. 
Na elevação natural, técnicas de elevação artificial também são postas como forma de suplementar a energia do reservatório aumentando o fluxo. Os principais elementos que incidem sobre a escolha dos métodos de elevação artificial são as características do poço e do fluido. O número de poços contidos no reservatório, disponibilidade de energia e economia.
1.2 BOMBEIO MECÂNICO (BM)
O método elevação artificial mais antigo e mais usado do mundo, empregado em poços localizados onshore. Segundo Nascimento (2005), o BM apresenta alta empregabilidade devido ao baixo custo de investimento e manutenção, flexibilidade de vazão e profundidade, boa eficiência energética e possibilidade de operar com fluidos de diferentes estruturas e viscosidades em ampla faixa de temperaturas. Outra característica está relacionada à fonte de energia utilizada no processo. 
A BM também pode operar com motor de combustão interna em locais onde não se tem fontes de energia. Entretanto, este método possui algumas desvantagens em poços que produzem areia e/ou óleo parafínico, poços que produzem grandes quantidades de gás e em poços desviados. Os revestimentos de areia e/ou incrustação de parafinas desgastam os equipamentos móveis aplicados no método e o gás reduz expressivamente a eficiência de volume da bomba de fundo e pode até causar bloqueios de gás e paradas de produção. 
A elevação artificial por BM converter o movimento rotacional de um motor elétrico ou de combustão interna em movimento recíproco por uma unidade de bombeamento instalada na boca do poço, sendo transmitido a uma coluna de hastes até o fundo do mesmo, ligando uma bomba que aumenta os fluidos produzidos pelo reservatório até a superfície (TOMÁS, 2001). 
Os dispositivos do método são divididos em equipamentos de superfície e de subsuperfície. As principais unidades de superfície são: a unidade de bombeamento (cabeçote, tripé, biela, contrapeso, manivela, redutor e viga) e o motor. Já os componentes subterrâneos são: a coluna de hastes e bomba de fundo (NASCIMENTO, 2005). Este método é popularmente conhecido como "cavalo de pau" e é amplamente utilizado em poços rasos com médias vazões ou em poços mais profundos com baixas taxas de produção.
1.3 BOMBEIO CENTRÍFUGO SUBMERSO (BCS)
O método de elevação artificial no qual a energia elétrica é transmitida ao fundo do poço por meio de um cabo elétrico e convertida em energiamecânica por um motor subterrâneo conectado a uma bomba centrífuga de vários estágios. A energia é remetida ao fluido na forma de pressão e elevado à superfície. O equipamento BCS são divididos em equipamento de superfície e de fundo, enquanto que o equipamento de fundo é instalado no final da coluna de produção. 
Os equipamentos de superfície consistem em um conversor de frequência e um transformador de tensão elétrica que fornece e controla a energia necessária para acionar o motor subterrâneo. Os equipamentos de fundo abrangem uma bomba centrífuga de múltiplos estágios, um motor eléctrico, um selo mecânico e o cabo de força. O motor elétrico fornece energia mecânica à bomba e o selo conecta mecanicamente a bomba ao motor, separando a bomba dos fluidos do reservatório.
A bomba centrífuga de múltiplos estágios tem uma arquitetura que permite que cada estágio seja disposto um imediatamente acima do outro. Cada estágio consiste em um impulsor ou rotor e um difusor. O impulsor, que se encontra fixo no eixo central, gira em alta velocidade e transfere a energia cinética para o fluido, aumentando a velocidade. O difusor não gira, permanece parado, convertendo a energia cinética do fluido em energia de pressão e desviando o fluido do impulsor imediatamente abaixo para o impulsor imediatamente acima. Este processo transforma a energia cinética do motor em energia pressurizada e permite que o óleo suba à superfície (TOMÁS, 2001). 
Ao decidir qual bomba usar, especificidades de projeto são levadas em consideração e a pressão do fluido é aumentada em cada estágio. Assim, o dimensionamento da bomba terá o número de estágios necessários para que o aumento de energia seja suficiente para produzir o fluido. Ilustração 
O método BCS é muito eficaz ao operar em poços com altas taxas de produção, alto teor de água e baixo RGO. Também para poços com fluidos de alta viscosidade e poços com altas temperaturas. O BCS é amplamente utilizado em poços direcionais. Contudo, é menos eficaz em poços que produzem gás e areia. O gás reduz a eficiência da bomba, causa cavitação e pode até incorrer em sua parada, devido a um bloqueio de gás. A areia pode causar desgaste no interior da bomba, diminuindo a vida útil do equipamento e demandando manutenção e reparos. Outra desvantagem é o alto custo do aparelho e o custo operacional.
1.4 BOMBEIO POR CAVIDADES PROGRESSIVAS (BCP)
Consiste em um método de elevação artificial no qual um motor elétrico localizado na cabeça do poço aciona uma série de hastes de deslocamento positivo e uma bomba de cavidades progressiva. Esta última, por sua vez, consiste em um rotor e um estator. O conjunto inclui a mesma geometria de cavidades herméticas idênticas. Quando o rotor gira dentro do estator, provoca movimento axial das cavidades desde a entrada até a exaustão (NASCIMENTO, 2005). A rotação do rotor causa o deslocamento dos fluidos das cavidades em um volume fixo de fluido.
Thomas (2001) diz que o método BCP é utilizado em poços rasos em decorrência do diferencial de pressão experimentado pela bomba e também devido a problemas na transferência de energia da superfície para a bomba. A vantagem desse método é que pode ser utilizado em poços com óleo pesado, parafínicos e com produção de areia. Tem boa eficiência ao produzir fluidos com baixa ou alta viscosidade. As desvantagens são baixas taxas de produção ou vazões limitadas, a temperatura do fundo também é um fator limitante no processo, assim como o alto RGO, reduzindo a eficiência das bombas. O método causa alto desgaste do equipamento o que requer muitas intervenções. O BCP não é recomendado para poços desviados.
1.5 GÁS LIFT (GL)
Este é o método de elevação artificial que utiliza a energia do gás injetado como fonte externa de energia para elevar os fluidos que se encontram no reservatório. É amplamente utilizado em poços com gás de alta pressão ou baixo custo devido ao seu acesso a infraestrutura, gasodutos e compressores. O GL é um método versátil, que pode ser usado tanto para óleos leves quanto pesados; opera em ampla gama de fluxos de trabalho; em poços desviados; em diferentes profundidades e é eficaz em poços que produzem alto teor de areia e elevada RGO (TOMÁS, 2001). O GL pode ser controlado remotamente. 
Os equipamentos utilizados no método de elevação GL são os seguintes: uma fonte de gás de alta pressão (compressor); controlador de injeção de gás de superfície (choke ou válvula do motor); controlador de injeção de gás na subsuperfície (válvula de gás lift ou válvula operadora) e equipamento de separação e armazenamento de fluidos produzidos.
O GL possui baixo custo de manutenção e operação, pois contém uma pequena quantidade de partes móveis dentro do poço em contato com o fluido a ser elevado. A localização do equipamento na superfície torna a manutenção com um valor mais em conta. Os custos de aquisição e instalação figuram uma parcela significativa do custo total do GL. 
GL tem baixa eficiência energética como desvantagem. Na verdade, uma grande quantidade de gás de alta pressão é usada para uma operação eficiente. O conceito de eficiência energética diz respeito à relação entre a potência hidráulica fornecida ao poço e a potência transferida para o fluido efetivamente produzido (CARVALHO, 2004). 
CONSIDERAÇÕES FINAIS
A realidade do mercado de óleo e gás, bem como o panorama mundial de oferta e demanda de energia, exige um grande empenho da engenharia para otimizar a produção de petróleo, atrelado à diminuição dos custos operacionais envolvidos. A intenção deste trabalho foi verificar a possibilidade de troca, em determinadas fases da vida produtiva de um poço, do método de elevação artificial utilizado como uma maneira de melhorar a produção e reduzir custos.
Nesse viés, o estudo em questão analisou os diferentes modelos de elevação artificial para escoamento de petróleo, de modo a se obter dados e informações a respeito dos efeitos do seu uso. Com isso, percebeu-se que essa abordagem contribui para uma análise mais assertiva, considerando que a depleção ocasionada por um poço pode ser considerada no sistema como um todo, incorrendo em uma maior proximidade entre uma simulação e a realidade. 
Ressalta-se que os métodos utilizados neste estudo podem ser utilizados em outras pesquisas, com diferentes modelos de reservatório, de maneira a se observar situações em que a troca de método de elevação se mostrar viável, assim como saber quais elementos determinam essa viabilidade. Também é viável estudar formas de geração conjunta de tempos com possíveis intervenções ou manutenções de maneira mais eficiente, objetivando alcançar caminhos diferentes para a solução encontrada para a consideração do custo de workover. 
REFERÊNCIAS
ANP - Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis do Brasil. ANP participa de seminário sobre o futuro do setor de óleo e gás. 2018. Disponível em: http://www.anp.gov.br/noticias/anp-e-p/4710-anp-participa-de-seminario-sobre-o-futuro-do-setor-de-oleo-e-gas. Acesso em: 26 mai. 2023.
CARVALHO, C. O. C. Produção de Petróleo por Elevação a Gás Intermitente Simulação e Análise dos Métodos Convencional e Invertido. Tese de doutorado, Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica, Universidade Estadual de Campinas, 2004. 219 p. 
CORREIA, D. Z; FRANÇA, F. P.; MOTHÉ, C. G. Métodos de recuperação de petróleo em campos maduros. Conjuntura & Informação/ ANP – Agência Nacional do Petróleo, Rio de Janeiro, n. 31, p. 1-10, nov. 2005 – jan. 2006.
ECONOMIDES, M. J.; HILL, A. D.; CHRISTINE EHLIG-ECONOMIDES. Petroleum Production Systems. New Jersey: Prentice Hall PTR, 1993.
FILHO, J. C. V. H. Avaliação do Acoplamento Explícito entre Simulação de Reservatório e Sistema de Produção. Trabalho de conclusão de curso. Universidade Estadual de Campinas, 2012.
KLEPPE, J. Reservoir Simulation. Norwegian University of Science and Technology, 2018.
NASCIMENTO, J. M. A. Simulador computacional para poços de petróleo com método de elevação artificial por bombeio mecânico. Dissertação de mestrado, UFRN - Universidade Federaldo Rio Grande do Norte, 2005
SAPUTELLI, L. Combined Artificial Lift System - An Innovative Approach. Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference. Anais... Society of Petroleum Engineers, 1997. Disponível em: http://www.onepetro.org/doi/10.2118/39041-MS. Acesso em: 26 mai. 2023.
THOMAS, J. E. Fundamentos de engenharia de petróleo. 2. ed. Interciência, 2004.