tecnicas de recuperacao secundaria

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Técnicas de recuperação secundária em poços de petróleo e gás	1 de janeiro de 2019
Departamento de MG e PG 
Curso de Petróleo e Gás
TÉCNICAS DE RECUPERAÇÃO SECUNDÁRIA EM POÇOS DE PETRÓLEO E GÁS
ALEXANDRE LIFANIÇA
Projecto de Curso
	
Supervisor: Hermenegildo Chituto
Maputo, Junho de 2019
INSTITUTO FOCO
TÉCNICAS DE RECUPERAÇÃO SECUNDÁRIA EM POÇOS DE PETRÓLEO E GÁS
 Trabalho a ser submetido ao Instituto Foco como comprimento parcial dos requisitos necessarios para a obtencao do grau Tecnico Medio Profissional de Petroleo e Gas.
Supervisor : Eng. Hermenegildo Chituto
Maputo, Junho de 2019
		
Declaração de Autoria
Eu _________________________________________, declaro, por minha honra, que o presente trabalho é da minha autoria e que nunca foi anteriormente apresentado para avaliação em alguma instituição de ensino nacional ou estrangeira.
		
Declaração do Supervisor
Eu________________________________________, declaro ter sido a supervisor (a) do Trabalho de Conclusão de Curso/Relatório Final de Estágio do (a) aluno ___________________________________________________________, do curso de ________________________________________________________________, com o tema__________________________________________________________________.
Dedicatória
Dedico este trabalho a todo o estudante de especialidade de petróleo e gás para que com o qual sejam alavancados os seus conhecimentos, acerca das técnicas de recuperação secundaria dos poços de petróleo e gás. 
Dedico também a todos aqueles que fizeram deste sonho realidade, proporcionando-me mais forças para que não desista do curso, em especial, aos engenheiros que são os meus docentes, que arduamente trabalharam connosco, para que fossemos detectores do conhecimento que eles nos infundiam.
Agradecimentos
Em primeiro lugar agradeço a Deus por ter me concedido saúde, inteligência e determinação para chegar ate aqui. Agradeço aos meus ilustres professores que não pouparam esforços para me passar o seu conhecimento. 
Endereço um especial obrigado a minha família, que foi uma fonte de apoio incondicional e incentivo irrestrito em todos os momentos passados antes do término do curso. 
Ajudando e acompanhando nas noites perdidas estudando, revendo e em sem me esquecer de agradecer a minha namorada pelo apoio.
O meu muito obrigado vai também aos meus colegas, que em grupos de estudo ajudaram a melhorar a compreensão e sanar qualquer dúvida que tenha ficado de alguma aula. Agradeço aos mestres, técnicos, chefes de brigadas e engenheiros que guiaram-me nos trabalhos práticos para melhor compreensão da matéria e do trabalho aqui presente. A todos meu o mais sincero agradecimento.
“Chega um momento em que você se encontra entre um mundo egocêntrico, o mundo da criança, e o mundo receptivo aos outros, o mundo da maturidade. Nesse momento, você deve se livrar de seus caprichos, suas regras estritas e seu egoísmo, para defender seus princípios mais nobres.” (Alejandro Guillermo Roemmers)
Resumo
O declinio das reservas petroliferas vem sendo observado nos ultimos anos e gera interesse no desenvolvimento de novas tecnologias capazes de aproveitar ao máximo os poços e reservatórios existentes de modo a elevar a recuperacao de óleo. 
Para tal, são utilizados métodos de recuperacao secundaria de petróleo, que consistem em se injetar determinados fluidos visando um aumento do diferencial de pressão no reservatório ou modificacoes nas propriedades físicas do óleo para uma producao maior e mais eficiente. 
O método de recuperacao secundaria que mais se destaca, e também omais comum é a injecao de agua. Esse método mostrou eficiente para recuperacao de óleos.
Palavra-chave: Recuperacao secundaria. Elevacao artificial Petróleo.
Lista de Abreviaturas
BCP – Bombeio por cavidades progressivas
BCS – Bombeio centrífugo submerso
Blowout – Influxo indesejável de fluidos da formação para a superfície de forma não controlada
BM – Bombeio mecânico com hastes
BOP – Conjunto de válvulas que possibilita o fechamento do poço
Downstroke - Curso descendente no bombeio mecânico com hastes
GLC – Gás-lift contínuo
GLI – Gás-lift intermitente
IP - Índice de produtividade
Kick – Influxo indesejável de fluidos da formação para superfície
Liner - Curta coluna de revestimento que é descida e cimentado no poço
Offshore – Produção de petróleo em poços marítimos
Onshore – Produção de petróleo em poços terrestres
UB – Unidade de bombeio
Upstroke – Curso ascendente no bombeio mecânico com hastes
Indice de Figuras
Figura 1: Producao de petroleo	7
Figura 2:Elevacao natural	8
Figura 3: Bombeio Mecanico	10
Figura 4: Poco produtor por bombeio centrifugo submerso	12
Figura 5: Estágios de uma bomba de múltiplos estágios para BCS	14
Figura 6: Poco operado por gas lift	16
Figura 7: Sistema gas lift	17
Figura 8: Bombeio por Cavidades Progressivas	18
Figura 9: injecao de agua	23
Figura 10: injecao de gas	24
Figura 11: Gas em solucao	24
Figura 12: Injecção de gás na capa de gás	25
Figura 13: injecao alternada de agua e gas (WAG)	25
CAPÍTULO I – INTRODUÇÃO
Introdução 
Atualmente com a alta necessidade de produção de energia, o petróleo, que é atualmente o carro-chefe da produção de energia no mundo, não pode ser desperdiçado, e cada vez mais vão surgindo alternativas de melhor aproveitamento dessa energia. 
Existem técnicas para se obter um melhor aproveitamento dos reservatórios de petróleo, podendo cada vez mais aumentar a recuperação do óleo do reservatório. Uma dessas técnicas é chamada de recuperação secundária, utilizada com o objetivo de manter ou aumentar a pressão do reservatório. Existem dois tipos de recuperação secundária: injeção de água e injeção de gás. A água a ser injetada pode ser água captada ou água produzida junto com o óleo; em ambos os casos deve ser tratada. A água pode ser injetada no próprio óleo ou no aquífero. O gás a ser injetado pode ser o gás produzido, que após tratamento é reinjetado, ou pode vir de outra concessão. O gás a ser injetado pode ser injetado no óleo ou na capa de gás.
Não é necessário se esperar a queda da pressão e consequente declínio acentuado da produção de óleo para se começar a injeção de água ou gás no reservatório. Ao contrário, a boa prática de engenharia recomenda que a injeção seja iniciada bem antes que isso aconteça. Esta intervenção deve ser realizada antes que o reservatório entre em declínio acentuado e tem o objetivo de manter ou aumentar a pressão.
Há algum tempo o uso adiantado da implantação do projeto de recuperação secundária vem sendo implantado desde o início do projeto de desenvolvimento do campo. O objetivo é de se aumentar inicialmente a produção de óleo e reduzir o declínio de produção, sendo baixo o número de situações onde a mesma não é aplicada inicialmente.
Delimitação do Tema
As acumulacoes de petroleo possuem na epoca da sua descoberta certa quantidade de energia, denominada energia primaria. A intensidade dessa energia é determinada pelo volume e pela natureza dos fluidos existentes na acumulacao, bem como pelos niveis de pressao e temperatura reinantes no reservatorio.
Durante o processo de producao, a energia primaria é dessipada, causada pela descompressao dos fluidos do reservatorio e pelas resistencias encontradas no escoamento em direcao aos pocos de producao. Essas resistencias sao devidas as forcas viscosas e capilares presentes no meio poroso. O decrescimo da energia primaria reflete-se principalmente na queda da pressao do reservatorio durante a sua vida produtiva, e consequentimente reducao da produtividade dos pocos.
Ha duas linhas gerais de accao para contrapor os efeitos nocivos da dissipacao da energia primaria dos reservatorios de petroleo e gas:
Suplementa-la com energia secundaria,artificialmente comunicada, atraveis da injecao de certos fluidos em pocos selecionados.
Reduzir as resistencias viscosas e/ou capilares por meio de metodos especias como por exemplo, o aquecimento da jazida.
Objectivos
Objectivo geral
O objectivo geral deste trabalho é de enriquecer, os estudantes da área de petróleo e gás , de conhecimentos científicos actualizados acerca das técnicas de recuperação secundaria de poços de petróleo e gás, fazendo lhes apreciar, conhecer, compreender o funcionamento lógico e significativo das técnicas usadas. 
Objectivos specíficos
Compreender como é feita a producao em pocos de petroleo e gas;
Apresentar as tecnicas de elevacao artificias;
Descrever cada uma das tecnicas de elevacao artificias;
Apresentar suas vantagens e desvantagens;
Falar sobre as tecnicas de elevacao secundarias.
Problema
Durante a vida produtiva dos pocos de petroleo verifica-se a reducao da sua forca de escoamento do fluido existente no reservatorio.
Justificativa
No âmbito das inovações tecnológicas vivenciadas actualmente, e havendo a necessidade de aprimorar os conhecimentos adquiridos sobre a recupercao de poços de petróleo e gás usando técnicas que auxiliam na recuperação destes e consequentemente aumentando o tempo de vida dos poços e a pressão de elevacao do fluido contido nos mesmos assegurado a sua maior e melhor utilização, decidi que, seria mais satisfatório para mim, que a minha defesa comportasse este tema.
Metodologias e Técnicas de Investigação
Para a consecução deste trabalho, recorreu-se a pesquisa bibliográfica que consistiu na consulta de algumas obras referenciadas na bibliografia do trabalho, de forma a sustentar o mesmo com uma base teórica, extraindo toda matéria relevante para uma boa nova concepcao do tema a ser abordado no presente trabalho.
CAPÍTULO II – REFERENCIAL TEÓRICO
		
Produção 
A fase de produção consiste na retirada do óleo cru dos reservatórios com a finalidade de transporta-lo para o refino, e posteriormente comercializar o produto final. A produção só ocorre no caso do campo se revelar comercial, ou seja, se a partir dos estudos constituintes da exploração e da terminação for constatada uma viabilidade comercial para a produção de petróleo num determinado poço (KIMURA, 2005). 
Para a fase de produção são empregadas técnicas de Elevação, Técnicas primárias, para a fluidez do material à superfície e, caso haja ineficiência dessas técnicas ao decorrer da produção, são utilizadas técnicas secundárias, também chamadas de recuperação secundária, para otimizar a produção no poço (MARTINS S. A., 2015).
Figura 1: Producao de petroleo
Técnicas primárias de produção 
Com o término da fase de completação, o poço encontra-se com todos os equipamentos necessários para a realização da extracção em si e para o início da fase de produção. Entretanto, são necessários mecanismos que possibilitem o fluxo de fluidos do fundo do poço até a superfície. Os métodos utilizados para a extração desses fluidos podem ser divididos em:
Naturais;
Artificiais.
Segundo (CORRÊA, 2003), caso os fluidos não necessitem de nenhuma energia externa, com exceção da natural do poço, para chegar à superfície, são considerados poços de elevação natural e, caso haja a necessidade de aplicar uma energia externa para que os fluidos atinjam a superfície, temos um poço de elevação artificial.
Elevação natural
Na elevação natural, o fluxo dos fluidos desde o reservatório até aos equipamentos de produção na superfície é devido unicamente a pressão do reservatório (que é em função do gás natural contido no reservatório) Muitas vezes, o reservatório, no início de sua vida produtiva, possui energia suficiente para elevar os fluidos da formação até a superfície. Após um período de produção, a energia do reservatório vai decrescendo até um momento em que a vazão dos poços localizados nessa área atinge um nível não viável economicamente. Para evitar essa queda na vazão existem os métodos para manutenção da energia do reservatório que pressurizam a região em interesse. 
Figura 2:Elevacao natural
Técnicas de elevação artificiais 
Segundo (CORRÊA, 2003) para a elevação artificial ocorrer, foram projectados vários sistemas que vão desde grandes e complexos maquinarias até mecanismos leves e flexíveis, apresentando várias peculiaridades entre si. Alguns desses sistemas são: 
Bombeio mecânico por hastes; 
Bombeio centrifugo submerso; 
Sistema de gás-lift; 
Bombeio por cavidades progressivas. 
Bombeio mecânico por hastes
Este método de elevação é o mais utilizado em todo o mundo, podendo ser instalado para elevar vazões médias de poços rasos ou baixas vazões para grandes profundidades. 
No bombeio mecânico com hastes (BM) o movimento rotativo de um motor elétrico ou de combustão interna é transformado em movimento alternativo por uma unidade de bombeio situada próximo a cabeça do poço. Assim, uma coluna de hastes tem a função de transmitir o movimento alternativo para o fundo do poço acionando uma bomba que tem a finalidade de elevar os fluidos produzidos pelo reservatório até a superfície (THOMAS, 2004).
Figura 3: Bombeio Mecanico
Principais componentes do bombeio mecânico com hastes
Bomba de subsuperfície 
Bomba de superfície tem a finalidade de fornecer energia ao fluido vindo da formação, sob a forma de aumento de pressão, para elevá-lo até a superfície 
Coluna de hastes 
Existem vários tipos de hastes que podem ser utilizados no Bombeio Mecânico, podendo ser utilizadas hastes de aço e de fibra de vidro, sendo as primeiras de uso mais frequente devido ao alto custo das hastes de fibra de vidro. 
As hastes são utilizadas em ambientes que podem ser abrasivos, corrosivos ou ambos. Elas estão sujeitas a cargas cíclicas, e devido à alternância de esforços do curso ascendente para o descendente e assim continuamente, a coluna de hastes se torna o ponto crítico do sistema. As hastes de fibra de vidro são mais utilizadas em poços que apresentam graves problemas de corrosão e cargas elevadas.
Unidade de bombeio 
É o equipamento que converte o movimento rotativo do motor em movimento alternativo das hastes.
Contrapesos 
Os contrapesos são utilizados para prolongar a vida útil do motor. O motor só é solicitado a fornecer energia para elevar os fluidos no curso ascendente, pois no curso descendente a força da gravidade é responsável pelo movimento das hastes.
Caixa de redução 
A caixa de redução tem a função de transformar a energia de alta velocidade e baixo torque do motor em energia de alto torque e baixa velocidade. 
Vantagens 
Pode usar gás e electricidade; 
Pode bombear um poço de baixa pressão;
Flexibilidade da vazão e profundidade; 
Possibilidade de utilização de fluidos com diferentes composições e viscosidades;
Menor custo/produção ao longo da vida produtiva do poço;
Simplicidade de operação;
Manutenção e projeto de novas instalações.
Desvantagens 
Alta produção de sólidos; 
Modifica consideravelmente a paisagem onde é implantado; 
Poços tortuosos apresentam problemas. 
Bombeio centrifugo submerso
Esse método de elevação vem sendo mais utilizado devido à disponibilidade, a crescente flexibilidade dos equipamentos e sua funcionalidade. No bombeio centrífugo submerso (BCS), a transmissão de energia para o fundo do poço ocorre através de um cabo elétrico, que está conectado diretamente a uma bomba centrífuga, transmitindo a energia para o fluido em forma de pressão e 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.
Figura 4: Poco produtor por bombeio centrifugo submerso
Equipamentos da bomba centrifuga submersa
Quadro de comandos 
Equipamento responsável por proteger de mudanças climáticas, para com isso controlar e operar com segurança oequipamento 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. 
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 acessório que 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.
Bomba 
No BCS é utilizada uma bomba do tipo centrífuga de múltiplos estágios, cada estagio 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.
Figura 5: Estágios de uma bomba de múltiplos estágios para BCS
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.
Vantagens 
Simples de operar; 
Não obstrui em locações urbanas; 
Poços tortuosos não apresentam problemas.
Desvantagens
Somente utiliza energia elétrica; 
Produção de gás e de sólidos é problemática; 
Difícil análise dos dados. 
Gas Lift
É um método bastante usado por ser baixo custo, mesmo em poços profundos.
Consiste na utilização de gás comprimido para elevar os fluidos até a superfície. A energia gerada pelo gás é tem um excelente potencial para elevar fluidos associados a um alto teor areia e sedimentos. A injeção de gás é feita na coluna de produção numa alta pressão com o objetivo de gaseificar o fluido aumentado o seu fluxo.
Figura 6: Poco operado por gas lift
Emprego de gas lift 
A tecnologia gas-lift é geralmente empregada em poços offshore, uma vez que a energia necessária para vencer não só a altura do poço como também a altura da coluna da água é maior que a necessária em poços onshore. Este fato inviabilizaria a utilização de alguns métodos de elevação artificial, como o uso de bombas hidráulicas, que podem ser construídas com geometrias específicas para serem introduzidas nos tubos de produção. Essas bombas são sensíveis a material particulado, que causam tanto erosão de seus componentes quanto entupimento de suas vias, inviabilizando o processo. Em processos offshore, a manutenção e reposição de peças é mais complicada quando comparada a uma operação em terra. O método gas-lift, nesse caso, torna-se uma opção mais interessante, por ser de fácil operação e instalação e por poder trabalhar em poços que produzem areia.
Tipos de gás-lift 
Existem dois tipos principais de gás-lift: Gás Lift Contínuo e o Gás Lift Intermitente.
Gás-lift continuo
 É similar à elevação natural. Baseia-se na injeção contínua de gás a alta pressão na coluna de produção com o objetivo de gaseificar o fluido desde o ponto de injeção até a superfície. Até certos limites, aumentando-se a quantidade de gás na coluna de produção diminui-se o gradiente médio de pressão, com consequente diminuição da pressão de fluxo no fundo e aumento de vazão. O gás é injetado na coluna de produção de forma controlada e contínua. Na superfície, o controle da injeção de gás no poço é feito através de um regulador de fluxo, ou choke.
Gás-lift intermitente
 Baseia-se no deslocamento de golfadas de fluido para a superfície através da injeção de gás a alta pressão na base das golfadas. Esta injeção de gás possui tempos bem definidos e, normalmente, é controlada na superfície por um intermitor de ciclos e uma válvula controladora, também conhecida por motor valve.
Sistemas de gás-lift 
O sistema de gás-lift é composto por uma fonte de gás a alta pressão conhecida como compressores, um controlador de injeção de gás na superfície chamado de choke ou motor valve, um controlador de injeção de gás de subsuperfície conhecida como válvulas de gás-lift e equipamentos para separação e armazenamento dos fluidos produzidos. Sendo eles: separadores, tanques, entre outros. Os dois tipos de gás-lift utilizam válvulas de orifícios diferentes.
Figura 7: Sistema gas lift
Vantagens 
Na elevação em poços com muito gás não é problema;
Ampla capacidade de abastecimento energético;
manuseio de grandes volumes de óleo.
Desvantagens
Problemas com sujeiras nas linhas de superfície;
Problemas de segurança devido ao gás em alta pressão;
Não é eficiente em pequenos campos.
Bombeio por cavidades progressivas
A Bomba de Cavidades Progressivas é uma bomba de deslocamento positivo que trabalha imersa em poço de petróleo e é constituída de rotor e estator (Thomas, 2001).
É um método de elevação artificial em que a transferência de energia ao fluido é feita através de um bomba com cavidades progressivas. A ação do bombeio é realizada através do giro do rotor no interior do estator originando um movimento axial das cavidades, progressivamente no sentido da sucção para a descarga. O acionamento da bomba pode ser na superfície, por meio de uma coluna de hastes e um cabeçote de acionamento, ou diretamente no fundo do poço, por meio de um acionador elétrico ou hidráulico acoplado à bomba.Figura 8: Bombeio por Cavidades Progressivas
Equipamentos de superfície 
Cabeçote 
Este equipamento se encontra localizado entre o motor e a coluna de hastes. Ele tem como funções: Transmitir o movimento de rotação do motor para a coluna de hastes, reduzir a velocidade de bombeio (100 a 500 rpm), sustentar os esforços axiais da coluna de hastes e vedar o espaço anular entre a coluna de hastes e a coluna de produção através do stuffinf Box, não permitindo o vazamento de fluídos para o meio ambiente.
Motor 
No bombeio por cavidades progressivas são utilizados motores elétricos ou de combustão interna. Os motores elétricos apresentam maior eficiência, menores custos de manutenção, menor ruído, custos mais baixos de operação, além de serem operados facilmente. Os motores a combustão interna são utilizados onde não há disponibilidade de energia elétrica próximo ao local do poço. 
Quadro de comandos 
O quadro de comandos tem como função proteger o motor, cabeçote e bomba para evitar danos nesses equipamentos do BCP.
Bomba de subsuperfície 
O bombeio do fluido que entra na sucção da bomba é ocasionado pela rotação do rotor em relação ao estator, provocando o deslocamento dessas cavidades de uma extremidade da bomba para a outra, resultando na entrada do fluido da bomba. Não são utilizados válvulas para controlar o fluxo de fluido pela bomba, pois o fluxo é contínuo e praticamente constante
Aspectos a serem considerados para a escolha de um metodo de elevacao artificial
A escolha de um determinado metodo de elevacao artificial deve considerar inumeras variaveis como a geometria do poco, profundidade, localizacao em terra ou mar (on-shore ou offshore), caracterısticas do fluido produzido, teor de areia produzida pela formacao, pressao estatica do reservatorio, etc. Alem disso deve-se analisar a disponibilidade dos insumos necessarios para a implementacao do metodo como energia eletrica para as bombas ou gas para injecao. É interessante observar que enquanto a fração de gás apresenta uma dificuldade para as bombas centrifugas submersas, ela auxilia a elevacao por injecao continua de gás.
Vantagens
Aplicável a poços isolados;
Bombeio de fluidos pesados e viscosos
Produção de fluidos com grande concentração de areia
Opera com gás livre, em condições apropriadas
Maior eficiência volumétrica
Redução de investimentos de instalação
Redução de custos com manutenção em virtude da pouca quantidade de componentes
Redução do consumo de energia em função dos motores de menor potência
Baixo risco ambiental
Flexibilidade operacional
Desvantagens 
Baixa a média vazão;
 Pequenas e médias profundidades;
Problemáticos em poços desviados;
Problemáticos em poços com altas temperaturas.
CAPÍTULO III – ESTUDO DE CASO
Recuperação secundária 
Para (CORRÊA, 2005), é considerada recuperação secundária de um campo de petróleo, às técnicas utilizadas, nos reservatórios, para recuperar o óleo que não se conseguiu retirar pelos processos de Elevação naturais e artificiais.
Quando as operações de recuperação secundária começam antes de terminar a fase de produção primária elas são muitas vezes chamadas de operações de manutenção de pressão. Modernamente a grande maioria dos sistemas de recuperação secundária é implantada tão cedo quanto possível na vida do reservatório. 
Tecnicas convencionais para a recuperacao de pocos de petroleo 
Entre as técnicas convencionais empregadas para a recuperação secundária, encontramos:
Injecção de água; 
Injecção de gás. 
Injecção de água
A injecção de água é um dos métodos mais utilizados no mundo. Como a água e o óleo não se misturam, através de um poço de injecção é aplicada água no reservatório para que a pressão gerada impulsione o óleo a subir (MARTINS S. A., 2015).
Sistema de injeção de água propriamente dito, que é composto por bombas, linhas, e poços de injeção; e sistema de tratamento e descarte de água produzida. Em certos casos, algumas dessas partes são dispensáveis (THOMAS, 2001). 
A injeção de água é um método de recuperação secundária muito utilizado, visto que se comparado com os demais, ele apresenta um menor custo operacional (SALDANHA, 2014). 
A origem da água utilizada para essa operação pode ser obtida de quatro maneiras diferentes (SALDANHA, 2014): 
Água subterrânea; 
Água da superfície; 
Água do mar; 
Água produzida. 
Após a fase de injeção, toda a água injetada é produzida juntamente com o óleo do reservatório (SALDANHA, 2014).
Figura 9: injecao de agua
Injecção de gás
Já no processo onde ocorre a injecção de gás, é aplicado um método similar ao da injecção de água. Entretanto, para a utilização de gás são necessários alguns processos para torna-lo próprio para tal tarefa, o que acaba por deixar a sua utilização economicamente inviável (MARTINS S. A., 2015).
Figura 10: injecao de gas
Mecanismo para injecao de gas 
Nos projetos de injeção de gás natural, o gás injetado pode ser o mesmo gás oriundo
da produção ou ainda aquele gás que já passou pelo processamento (Thomas, 2001).
Na injecção do gás podemos encontrar dois mecanismos:
Gás em solução
Segundo Thomas (2001) durante a produção de óleo, a pressão interna do reservatório vai se reduzindo e, como consequência, os fluidos lá contidos (óleo e água gás) se expandem. Ainda devido à redução da pressão, o volume dos poros diminui em função da compressibilidade efetiva da formação.
A eficiência desse mecanismo depende da quantidade de gás presente na solução, das propriedades do óleo e da rocha e da geologia do reservatório. Os fatores de recuperação são baixos, inferiores a 20%. A causa dos baixos valores é a produção de gás juntamente com o óleo (quando ele deixa de ser algumas bolhas dispersas no líquido e passa a constituir uma fase dentro do reservatório), drenando também a energia do reservatório.
Figura 11: Gas em solucao
Capa de gás
A capa de gás é formada pela fase vapor do hidrocarboneto (gás livre) que se acumula na parte mais alta do meio poroso. Em um reservatório com capa de gás, a zona de óleo é colocada em produção e a zona de gás é preservada, pois constitui a principal fonte de energia para a produção. Enquanto o óleo é produzido, a pressão vai diminuindo progressivamente, graças à retirada do fluido. A queda de pressão causa a expansão do gás, que vai ocupando os espaços anteriormente ocupados pelo óleo. 
O tamanho da capa de gás é o fator mais importante para o desempenho do mecanismo. Quanto maior o volume de gás, mais tempo ele conseguirá manter a pressão em níveis elevados. O fator de recuperação varia entre 20 e 30% do óleo original na formação. Quando os mecanismos naturais são pouco eficientes, grande parte dos
Figura 12: Injecção de gás na capa de gás
Injecção alternada de água e gás (WAG)
Injeção alternada de água e gás (water-alternating-gas) é uma técnica que combina dois métodos tradicionais de recuperação melhorada de hidrocarbonetos: injeção de água e injeção de gás. Geralmente, a injeção de água é escolhida para os reservatórios molháveis à água e a injeção de gás, de maneira semelhante, é a técnica preferida para os reservatórios molháveis ao óleo. Entretanto, a aplicação do WAG resulta em melhor recuperação do que o uso dos dois processos individualmente, por utilizar vantagens de ambos ao mesmo tempo (DINIZ, 2015).
Figura 13: injecao alternada de agua e gas (WAG)
CAPÍTULO IV – CONSIDERAÇÕES FINAIS
Conclusão
Esse trabalho teve como objetivo a realização de uma pesquisa bibliográfica sobre os métodos de elevação utilizados na engenharia de petróleo. Partindo do levantamento bibliográfico e em função das condições de realização do trabalho conclui-se que, os métodos de elevação tem grande importância para a indústria de petróleo, por serem responsáveis pela retirada do petróleo contido na formação rochosa e transportá-lo até a superfície.
Os métodos de elevação artificial são utilizados no final da vida produtivapor surgência ou quando a vazão dos poços está muito abaixo do que poderiam produzir.
Todos os métodos de elevação têm vantagens e desvantagens. Então a escolha de cada método deve ser baseada nas condições de extração, localização do poço, propriedades dos fluidos, disponibilidade de equipamentos e energia, informações obtidas anteriormente, custo operacional, segurança, profissionais treinados com conhecimentos específicos em cada método.
De acordo com Teixeira (2012), inúmeras estratégias para manutenção de reservatório são utilizadas, porém a injeção de água em poços como método de recuperação é um dos mais comuns na indústria de petróleo, sua grande eficiência é a razão pelo qual é o mais escolhido. Os principais motivos para a ampla utilização deste método de recuperação são: fácil disponibilidade da água, viável economicamente e muito mais em conta que outros métodos, facilidade operacional deste tipo de injeção, altos índices e eficiência em recuperação de óleo e o fato de a operação já ser bastante conhecida contribui na agilidade e manutenção da produção.
Sujestoes e recomendacoes
Bibliografia
CORRÊA, O. L. S. Petróleo: noções sobre exploração, perfuração, produção e microbiologia. Rio de Janeiro: ed. Interciência, 2003.
ALMEIDA, A. S., 2004. “Recuperação Secundária em Campos de Produção de Petróleo”. Recursos Energéticos do Brasil: Petróleo, Gás, Urânio e Carvão. Rio de Janeiro, Brasil, 30 de Setembro. 
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Anexos