Tipos de Colunas de Produção

Prévia do material em texto

UNIVERSIDADE FEDERAL DE CAMPINA GRANDE
CENTRO DE CIÊNCIA E TECNOLOGIA
UNIDADE ACADÊMICA DE ENGENHARIA DE PETRÓLEO
DISCIPLINA: COMPLETAÇÃO DE POÇOS
Tipos de Colunas de Produção
SÚMARIO 
1. INTRODUÇÃO
2. FUNÇÕES DA COLUNA DE PRODUÇÃO
3. FATORES PARA A COMPOSIÇÃO DA COLUNA DE PRODUÇÃO
4. PRINCIPAIS COMPONENTES DA COLUNA DE PRODUÇÃO
5. SISTEMA DE PRODUÇÃO ON SHORE
5.1. CAVALO MECÂNICO
5.2. BOMBEIO POR CAVIDADES PROGRESIVAS 
5.3. BOMBEIO CENTRÍFUGO SUBMERSO
5.4. GAS LIFT CONTÍNUO E INTERMITENTE
6. SISTEMA DE PRODUÇÃO OFF SHORE
7. EQUIPAMENTOS DA COLUNA DE PRODUÇÃO
7.1. TUBOS DE PRODUÇÃO
7.2. SHEAR OUT 
7.3. HYDRO-TRIP
7.4. NIPPLES DE ASSENTAMENTO
7.5. CAMISA DESLIZANTE (SLIDING SLEEVE)
7.6. CHECK VALVE
7.7. PACKER DE PREODUÇÃO
7.8. JUNTA TELESCÓPICA (TSR)
7.9. MANDRIL GÁS-LIFT
7.10. VÁLVULA DE SEGURANÇA DE SUB-SUPERFÍCIE (DHSV)
8. REFERÊNCIAS
1. INTRODUÇÃO
O conjunto de operações destinadas a colocar o poço efetivamente em produção é denominada completação. Ela é a interface entre o reservatório e a produção em superfície. 
A coluna de produção é constituída por tubos metálicos, principalmente os com rosca premium – selo metal x metal – devido à sua maior confiabilidade, onde são conectados os demais componentes.
Esta fase engloba, em termos gerais, as atividades de instalação dos equipamentos de superfície, condicionamento do poço, avaliação da cimentação, descida e assentamento da coluna de produção e o canhoneio. 
2. FUNÇÕES DA COLUNA DE PRODUÇÃO
A coluna de produção é constituída de tubos metálicos, onde são conectados os demais componentes. É baixada pelo interior do revestimento de produção e tem as seguintes funções:
· Conduzir os fluidos produzidos até a superfície, protegendo o revestimento contra fluidos agressivos e pressões elevadas;
· Permitir a instalação de equipamentos para elevação artificial; 
· Possibilitar a circulação de fluidos para o amortecimento do poço em intervenções futuras.
3. FATORES PARA A COMPOSIÇÃO DA COLUNA DE PRODUÇÃO
A composição de uma coluna de produção é função de uma série de fatores, tais como: 
· Localização do poço (terra ou mar); 
· Regime de produção (surgente ou com elevação artificial);
· Tipo de fluido a ser produzido (óleo, gás, com CO2 e/ou H2S); 
· Necessidade de contenção da produção de areia associada aos hidrocarbonetos;
· Vazão de produção; 
· Número de zonas produzindo (completação simples, dupla ou seletiva),etc.
4. PRINCIPAIS COMPONENTES DA COLUNA DE PRODUÇÃO
Os principais componentes de uma coluna de produção são: 
– Tubos de produção;
 – Shear out;
 – Hydro-trip; 
– Nipples de assentamento;
 – Camisa deslizante (sliding sleeve);
 – Check valve; 
– Packer de produção; 
– Junta telescópica (TSR)
– Mandril gás-lift;
 – Válvula de segurança de sub-superfície (DHSV);
Figura 1: Coluna de Produção
5. SISTEMA DE PRODUÇÃO ON SHORE
 É relativamente simples e menos dispendioso, pois os poços são equipados com árvore de natal convencional;
 A elevação artificial consiste na utilização de equipamentos capazes de elevar os fluidos em um poço que não possua energia suficiente ou para promover um aumento na vazão nos poços.Os principais métodos de elevação artificial de fluidos são: bombeio mecânico, bombeio por cavidades progressivas, bombeio centrífugo submerso, elevação a gás.
5.1 BOMBEIO MECÂNICO
 O bombeio mecânico é um método de elevação artificial em que uma unidade de bombeamento é instalada na superfície, próximo à cabeça do poço, para transformar movimento rotativo de um motor em movimento alternativo. Este movimento alternativo é transmitido por meio de uma coluna de hastes de aço, colocada dentro da coluna de produção, para uma bomba que está localizada no fundo do poço. A bomba alternativa, localizada próxima ao fundo da jazida, fornece energia ao petróleo para elevá-lo até a superfície. 
Figura1: Bombeio mecânico.
 5.2 BOMBEIO POR CAVIDADES PROGRESSIVAS 
 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.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, matendo uma pressão reduzida sobre a formação produtora. 
 
Figura 3: Bombeio por cavidades progressivas.
5.3 BOMBEIO CENTRÍFUGO SUBMERSO
Nos últimos anos tem crescido a utilização do método de bombeio centrífugo submerso, neste tipo de bombeio a energia elétrica é fornecida ao fundo do poço através de um cabo elétrico, lá ela é convertida em energia mecânica por um motor de sub-superfície, o qual está diretamente ligado a uma bomba centrífuga que transmite energia para o fluido através de pressão, elevando-o para superfície.
Até alguns anos atrás, o bombeio centrífugo submerso era considerado um método de elevação artificial para poços que produziam a altas vazões, sob a influência do influxo de água ou recuperação secundária pela injeção de água. Eram poços que produziam com alto BSW e baixa RGO. Com o passar dos anos e o maior conhecimento e experiência sobre o método esse método é utilizado em poços com alto RGO e fluidos viscosos. É aplicável em zonas urbanas pois o único equipamento colocado na superfície é a cabeça de produção. O transformador, a caixa de ventilação e o quadro de comandos podem ser colocados em lugares menos visíveis, nas proximidades do poço.
Figura 4: Bom beio Centrífugo Submerso.
5.4 GÁS LIFT CONTÍNUO E INTERMITENTE
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 por gas-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.
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.
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.
Figura 5: Gás lift contínuo e intermitente.
6. SISTEMA DE PRODUÇÃO OFF SHORE
 No Brasil, os sistemas marítimos de produção (off shore) apresentam-se em maior número, maior complexidade e maior volume de produção.
 A produção inicia-se no reservatório, onde o fluido é deslocado devido a energia natural (mecanismos de produção) ou artificial (métodos de recuperação) e chegam até os poços produtores previamente perfurados. Na cabeça do poço é instalada uma árvore de natal (seca oumolhada) a qual possibilita a produção dos fluidos de forma segura. O fluido que chega na altura da árvore de natal (naturalmente ou com auxílio de um método de elevação artificial) é enviado à UEP através de linhas de produção.
 No fundo do mar, os poços produtores podem enviar suas produções para um dispositivo conhecido como manifold de produção (MSP), o qual irá enviar os fluidos para a superfície por um único riser de produção. Para realizar a produção em um sistema de produção offshore é necessário uma serie de equipamentos para fazer com que esta seja feita de forma eficiente e segura.
Figura 6: Coluna de Produção Típica de poços do pré-sal.
7. EQUIPAMENTOS DA COLUNA DE PRODUÇÃO
7.1 TUBOS DE PRODUÇÃO
 São os componentes básicos da coluna e representam o maior custo e representam o maior custo dentre os equipamentos de subsuperfície. A seleção da tubulação a ser utilizada vai levar em conta: o diâmetro interno do revestimento de produção, a vazão de produção esperada, o tipo de fluido a ser produzido e os esforços mecânicos a serem suportados. Em razão deste último, são definidos o grau do aço, a espessura de parede requerida e, consequentemente, seu peso por metro.
7.2 SHEAR-OUT (SUB DE PRESSURIZAÇÃO)
 Equipamento instalado na extremidade inferior da coluna com a função de tamponar provisoriamente a coluna, permitindo que a mesma possa ser pressurizada internamente para acionamento de equipamentos operados hidraulicamente, como, por exemplo, packer’s. Para se tamponar são lançadas esferas que se ajustam na ferramenta (sede), permitindo o fechamento. Para liberar o poço, aumenta-se a pressão, rompendo o parafuso que segura a sede, deixando-a cair no fundo do poço ou sendo transportada pelo fluido retornando a superfície. Também serve para testar a estanqueidade da coluna de produção após instalação da árvore de natal.
Figura 7: Shear-out (subs de pressurização)
	7.3 HYDRO-TRIP
 Semelhante ao shear-out, serve para tamponamento temporário da coluna. Porém, pode ser instalada em qualquer ponto da coluna. Diferentemente do shear-out, a sede não cai para o fundo do poço, pois tem uma reentrância apropriada para isto, podendo ser utilizada diversas vezes. Como desvantagem, não permite passagem plena através coluna após o rompimento da sede.
7.4 NIPPLES DE ASSENTAMENTO
 Os nipples (ou perfis) de assentamento são subs que possuem uma área polida para vedação e uma sede de travamento. Servem para alojar tampões mecânicos (packer), válvulas de retenção ou registradores de pressão. Normalmente são instalados na cauda, porém podem ser instalados tantos quanto necessário ao longo da coluna.
7.5 CAMISA DESLIZANTE (SLIDING SLEEVE)
 Uma camisa interna que pode ser aberta ou fechada através de operações, para prover comunicação anular-coluna ou coluna-anular. Seu uso está restrito, atualmente, para completação seletiva, onde permite a produção da zona superior de área isolada por dois packers, e na utilização de técnicas de estimulação.
Figura 8: Camisa deslizante.
7.6 CHECK VALVE
 É uma válvula que serve para impedir o fluxo de fluidos no sentido descendente. É composta de uma sede, com uma válvula de retenção que se abre quando pressurizada de baixo para cima e veda quando pressurizada de cima para baixo. Serve para impedir o contra-fluxo no interior do poço.
Figura 9: Check Valve.
	7.7 PACKER DE PRODUÇÃO (OBTURADOR)
 Tem a função básica de promover a vedação do espaço anular entre a coluna de produção e o revestimento em determinadas profundidades com os seguintes objetivos:
• Proteger o revestimento (acima do packer) contra as pressões e os fluidos agressivos;
 • Possibilitar a injeção controlada de gás (pelo espaço anular) no caso de elevação artificial por gás-lift;
• Permitir a produção seletiva de várias zonas por uma única coluna de produção (múltipla);
 São constituídos por borrachas de vedação, podem ser recuperáveis ou permanente. O packer recuperável pode ser assentado e recuperado diversas vezes, é descido na própria coluna de produção, o assentamento pode ser mecânico (por rotação da coluna, seguida de aplicação de peso ou tração), hidrostático ou hidráulico (por pressurização da coluna). O packer permanente, após assentando, não pode ser mais recuperado. Sua remoção é feita através de broca, deslocando a carcaça para o fundo do poço. Após ser posicionado na profundidade desejada, o packer é fixado no revestimento através de sua expansão que pode ser realizada por explosivo (movimento da camisa retentora) ou mecanicamente por uma ferramenta.
5.8 JUNTA TELESCÓPICA
 É usada para absorver a expansão ou contração da coluna de produção, causada pelas variações de temperatura sofridas quando da produção (ou injeção) de fluidos. Permite, também, a retirada da coluna sem haver necessidade de retirar o packer e a cauda. É composto basicamente de duas partes independentes: a camisa externa (solidária com a parte superior da coluna) e o mandril (solidário com a parte inferior da coluna).
Figura 10: Tubo telescópico.
5.9 MANDRIL DE GÁS-LIFT
	Os mandris de gas-lift são os componentes da coluna de produção que servem para alojar as válvulas que permitirão a circulação de gás do espaço anular para a coluna de produção.
	5.10 VÁLVULA DE SEGURANÇA DE SUBSUPERFÍCIE - DHSV
	Fica posicionado normalmente a cerca de 30m abaixo do fundo do mar e tem a função de fechar o poço em casos de emergência. Contém uma mola que tende a fechá-Ia, sendo mantida na posição aberta através de uma linha de controle conectada à superfície, permanentemente pressurizada. Havendo despressurização dessa linha a válvula se fecha. Como fica instalada dentro do poço, não pode ser danificada por fogo ou colisão, o que garante a sua operacionalidade nas situações de emergência, quando efetivamente é necessária.
8. REFERÊNCIAS
http://camposmarginais.blogspot.com/2012/03/o-metodo-gas-lift.html