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UNIVERSIDADE FEDERAL DE SERGIPE Ellen Alencar Gomes de Araújo Análise da influência do °API, teor de água e rotação nas curvas de desempenho de Bombas Centrífugas Submersas operando com fluidos viscosos SERGIPE – BRASIL 2020 Universidade Federal de Sergipe – UFS Centro de Ciências Exatas e Tecnológica – CCET Núcleo de Graduação em Engenharia de Petróleo Ellen Alencar Gomes de Araújo Análise da influência do °API, teor de água e rotação nas curvas de desempenho de Bombas Centrífugas Submersas operando com fluidos viscosos Orientador: João Paulo Lobo dos Santos Sergipe – Brasil 2020 Trabalho de conclusão de curso apresentado ao núcleo de Engenharia de Petróleo para obtenção do título de Bacharel em Engenharia de Petróleo pela Universidade Federal de Sergipe. Ellen Alencar Gomes de Araújo Análise da influência do °API, teor de água e rotação nas curvas de desempenho de Bombas Centrífugas Submersas operando com fluidos viscosos / Ellen Alencar Gomes de Araújo – Brasil, maio de 2020 – Orientador: João Paulo Lobo dos Santos Trabalho de conclusão de curso – Universidade Federal de Sergipe – UFS Centro de ciências exatas e tecnológicas – CCET Núcleo de graduação em Engenharia de Petróleo, maio de 2020. 1.Bombeio centrífugo submerso. 2.Curva de desempenho. 3.Fluido viscoso. I. João Paulo Lobo dos Santos. II. Universidade Federal de Sergipe. III. Núcleo de graduação em Engenharia de Petróleo. IV. Análise da influência do °API, teor de água e rotação nas curvas de desempenho de Bombas Centrífugas Submersas operando com fluidos viscosos. UNIVERSIDADE FEDERAL DE SERGIPE Ellen Alencar Gomes de Araújo Análise da influência do °API, teor de água e rotação nas curvas de desempenho de Bombas Centrífugas Submersas operando com fluidos viscosos João Paulo Lobo dos Santos Orientador José Bezerra de Almeida Neto Professor Humberto de Lucena Lira Professor Sergipe Agosto 2020 Agradecimentos Em primeiro lugar, agradeço sempre a Deus pelo dom da vida, pela saúde, por todas as oportunidades e pela força a mim concedida. Agradeço pela proteção de todos os dias, pelo discernimento, pela capacidade de aprender e de nunca desistir dos meus objetivos. Agradeço também a ela, Nossa Senhora, por interceder por mim diante do criador, por nunca abandonar seus filhos. Ao meu avô Sebastião (in memoriam) que sempre se dispôs a lutar minhas lutas e sonhar meus sonhos, que em nenhum segundo da sua existência deixou de acreditar em mim. A ele que é minha inspiração, meu maior exemplo de luta, dignidade e hombridade, meu exemplo de humanidade e caridade. A minha imagem de pai, minha lembrança de amor. O maior exemplo de cidadão corretíssimo, honrado e justo. Não tenho dúvida que sem ele eu jamais teria chegado até aqui. O meu agradecimento é diário e eterno. A minha avó Djorá, por todas as orações que de tanto mal me livraram e tanta força me deram para seguir minha caminhada. Por toda sua luta e paciência para me manter em outro estado durante a graduação. Por me mostrar que sempre podemos nos reconstruir após uma tempestade e que sempre há esperança. A ela que com tanto amor, diante do meu desespero, nunca me deixou desistir e sempre me manteve em pé quando eu achava que não tinha mais forças. Agradeço a minha mãe Luana, minha irmã Larissa e minha tia Sandra por todo o apoio ao longo da minha graduação, pelas horas conversando por ligação só para eu não me sentir sozinha. Por tantas vezes compartilharem das minhas angústias. Por sempre me lembrarem que tenho com quem contar e que nelas sempre vou encontrar amor. Ao meu pai Carlos e minhas irmãs e confidentes Carol e Maynara, por entenderem minha ausência nos momentos importantes e me darem tanto amor, tantas demonstrações de carinho e afeto. A minha madrasta Carnaúba por ser um exemplo de mulher, de mãe, de guerreira, por ser uma das minhas inspirações que o sacrifício vale a pena. A ela que sempre se preocupou comigo e me tem como filha. Agradeço ao melhor presente que a UFS me deu: meu namorado João Paulo. Por sempre estar presente e me apoiar na minha correria diária, por ser minha paz e meu equilíbrio. A ele que escuta com paciência meus desabafos e enxuga minhas lágrimas. Agradeço por nunca ter desistido de mim e por estar presente dos momentos mais difíceis aos mais alegres. A ele que deixa meus dias longe de casa mais leves e me deixa nele fazer morada. Ser meu companheiro no dia a dia foi fundamental para chegar até aqui. A minha amiga Gabi Reis que esteve sempre comigo enquanto morava em Aracaju e que hoje, mesmo longe, não deixa de se preocupar e de demonstrar seu amor. Temos um laço de carinho que jamais pode ser desfeito por tudo que passamos juntas. Você foi e é essencial. Ao meu amigo de infância Hugo, por praticamente ter me apresentado a Engenharia de Petróleo. Por todo o seu apoio e disponibilidade. Pela sua amizade tão importante que se manteve forte ao longo dos anos. Aos meus amigos da graduação, em especial Isabelle, Yan e Ângelo, por estarem comigo na rotina cansativa da UFS, pelos trabalhos e horas de estudos juntos. Por todo o desespero e também toda vitória que conseguimos. Pelos momentos de descontração. Agradeço aos professores, por todo ensino que me passaram, pelas dúvidas tiradas, e por terem contribuído, cada um da sua maneira, na minha formação profissional. Em especial agradeço ao meu orientador João Paulo por seu apoio, pelos horários disponibilizados e pela paciência ao longo deste trabalho. Ao professor José Almeida, por ser uma das minhas inspirações na indústria petrolífera, por exalar conhecimento e experiência em sala de aula e principalmente, em campo. Agradeço ao professor João Severo, pelo profissional incrivelmente humano que é, por saber da minha capacidade e exigir cada vez mais de mim, pelo apoio, disponibilidade e conversas em um dos momentos mais difíceis que tive na UFS. Agradeço ainda ao professor Alex Barreto, por ter tido tanta calma comigo no meu maior desafio na UFS, pelos horários extraclasse tirando dúvidas, muito obrigada! Muito obrigada a todas as pessoas que de alguma forma contribuíram para o meu crescimento profissional e pessoal! “O segredo do sucesso é a constância do propósito. ” (Benjamin Disraeli) Resumo É de conhecimento que o petróleo e seus derivados são de fundamental importância para a sociedade. O óleo é extraído da jazida e elevado até a superfície para que siga as demais etapas de produção e comercialização. A elevação ocorre de forma natural, quando o reservatório tem pressão suficiente para elevar o petróleo até a superfície, ou artificial, quando a energia precisa ser suplementada para que o petróleo seja elevado. Este trabalho se atém a elevação artificial, mais especificamente ao Bombeio Centrífugo Submerso (BCS). As curvas de desempenho da bomba utilizadas nesse método são confeccionadas usando água como fluido de trabalho, sendo assim, ao operar com óleo, as curvas de desempenho da bomba sofrem uma degradação, sendo necessária uma correção das mesmas. Neste trabalho a correção é feita através da metodologia de Ofuchi (2015) e para isso foram utilizadas as bombas GN5200 e FC6000, utilizando-se óleos de grau API 33,75°, 25,34° e 20,14° cada um analisado com teores de água emulsionada de 10%, 30% e 50%. Na segunda parte deste trabalho foi realizado um planejamento estatístico utilizando software Statistica 7.0 e adicionando a rotação de trabalho as variáveis estudadas, sendo este parâmetro analisado a 3000 rpm, 3500 rpm e 4200 rpm. Os resultados mostraram que a curva de desempenhoda bomba tem maior degradação para o óleo com maior viscosidade e teor de água. E ainda, que a rotação é o parâmetro mais significativo para as duas bombas, seguindo da fração de água e do grau API. Com os resultados, ajustou-se modelos matemáticos preditivos para o head e para a vazão das duas bombas estudadas e a eficiência dos modelos foram consideradas satisfatórias, assim como foi possível verificar que a relação entre o head e a vazão é linear para os parâmetros analisados. Palavras-chave: Bombeio Centrífugo Submerso. Curvas de desempenho. Grau API. Teor de água. Rotação. Lista de Ilustrações Figura 1 – Fluxo em um poço surgente. ......................................................................... 25 Figura 2 – Utilização dos métodos artificiais de elevação de petróleo em número de poços. .............................................................................................................................. 27 Figura 3 – Divisão percentual dos métodos de elevação do petróleo na produção de Petrobras. ........................................................................................................................ 27 Figura 4 – Poço equipado com gás lift contínuo. ........................................................... 29 Figura 5 – Bombeio Mecânico com hastes. .................................................................... 30 Figura 6 – Bombeio por Cavidades Progressivas ........................................................... 31 Figura 7 – Produção média de óleo e gás por método de elevação em campos offshore. ........................................................................................................................................ 35 Figura 8 – Utilização de métodos de elevação artificial por °API em 15 campos offshore avaliados por Farias, 2016. ............................................................................................. 35 Figura 9 – Poço operando pelo sistema BCS. ................................................................ 36 Figura 10 – Equipamentos de superfície e subsuperficie do BCS. ................................. 37 Figura 11 – VSD. ............................................................................................................ 39 Figura 12 – Motor tipo gaiola de esquilo. ...................................................................... 41 Figura 13 – Rotor real da BCS GN-7000. ...................................................................... 41 Figura 14 – Representação do trajeto do fluido em uma bomba centrífuga. .................. 42 Figura 15 – Separador Centrífugo. ................................................................................. 43 Figura 16 – Protetor ou selo mecânico. .......................................................................... 44 Figura 17 – Cabo elétrico redondo e chato respectivamente. ......................................... 45 Figura 18 – Curva de performance de uma BCS. ........................................................... 47 Figura 19 – a) Emulsão O/A, b) Emulsão A/O, c) Emulsão A/O/A, d) Emulsão O/A/O. ........................................................................................................................................ 49 Figura 20 – Fotografia de uma emulsão de petróleo A/O. ............................................. 50 Figura 21 – Viscosidade em função do teor de água. ..................................................... 51 Figura 22 – Efeito da viscosidade na curva do head. ..................................................... 52 Figura 23 – Efeito da viscosidade na curva de potência. ............................................... 53 Figura 24 – Efeito da viscosidade na curva da eficiência. ............................................. 53 Figura 25 – Fluxograma de Ofuchi (2015). .................................................................... 59 Figura 26 – Relação entre C_H e C_Q para diferentes ωn e comparando com o estudo de Amaral (2007) e Stepanoff (1957). ............................................................................ 61 Figura 27– Relação entre CH e número de Reynolds modificado. ................................ 62 Figura 28 – Relação entre CQ e CH para diferentes rotações especificas em cada uma das bombas. ................................................................................................................... 69 Figura 29 – Relação entre Remod e CH . ....................................................................... 70 Figura 30 – Curvas de head da bomba GN5200 operando com água e com óleo A com diferentes teores de água................................................................................................. 71 Figura 31 – Curvas de head da bomba FC6000 operando com água e com óleo A com diferentes teores de água................................................................................................. 72 Figura 32 - Curvas de head da bomba GN5200 operando com água e com óleo B com diferentes teores de água................................................................................................. 73 Figura 33 – Curvas de head da bomba FC6000 operando com água e com óleo B com diferentes teores de água................................................................................................. 74 Figura 34 – Curvas de head da bomba GN5200 operando com água e com óleo C com diferentes teores de água................................................................................................. 75 Figura 35 – Curvas de head da bomba FC6000 operando com água e com óleo C com diferentes teores de água................................................................................................. 76 Figura 36 – Gráfico de Pareto para head para a bomba GN5200. .................................. 82 Figura 37 – Gráfico de Pareto para head para a bomba FC6000. ................................... 83 Figura 38 – Superfícies de resposta do head para a bomba GN5200. ............................ 85 Figura 39 – Superfícies de resposta da vazão para a bomba GN5200. .......................... 86 Figura 40 – Superfície de resposta do head para a bomba FC6000. .............................. 87 Figura 41 – Superfície de resposta da vazão para a bomba FC6000. ............................. 88 Figura 42 – Predição do modelo matemático das bombas. ............................................ 90 Lista de Tabelas Tabela 1 – Classificação do petróleo quanto ao grau API segundo o American Petroleum Institute .......................................................................................................... 23 Tabela 2 – °API sugerido por algumas instituições/setores da indústria petrolífera ...... 23 Tabela 3 – Classificação dos óleos crus em função do fator de Watson. ....................... 24 Tabela 4 – Características das Bombas escolhidas a 60 Hz. .......................................... 63 Tabela 5 – Características das Bombas escolhidas a 50 Hz e 70 Hz. ............................. 63 Tabela 6 – Densidades dos óleos .................................................................................... 64 Tabela 7 – Viscosidade dos óleos. .................................................................................. 65 Tabela 8 – Níveis codificados e decodificados das variáveis. ........................................ 66 Tabela 9 – Combinações das variáveis e resultados para a bomba GN5200. ................ 80 Tabela 10 – Combinações das variáveis e resultados para a bomba FC6000. ............... 81 Lista de Abreviaturas e Siglas ANM Árvore de Natal Molhada API American Petroleum Institute ASTM American Society for Testing and Materials BCP Bombeio Centrífugo por Cavidades Progressivas BCS Bombeio Centífugo SubmersoBM Bombeio Mecânico BCSS Bombeio Centrífugo Submerso Submarino BPD Barris por Dia ETO Estação de Tratamento de Óleo F.A. Fração de Água GL Gás Lift GLC Gás Lift Contínuo GLI Gás Lift Intermitente GLP Gás Liquefeito de Petróleo HI Hydraulic Institute IP Índice de Produtividade MSR Metodologia de Superfície de Controle Pe Pressão Estática PROCAD Programa de Inovação Tecnológica e Desenvolvimento em Águas Profundas e Ultraprofundas RGL Razão Gás Líquido RGO Razão Gás Óleo VSD Variable Speed Drive Sumário Capítulo 1 – Introdução .................................................................................................. 17 1.1– Objetivos ............................................................................................................. 19 1.1.1– Objetivo Geral .............................................................................................. 19 1.1.2 – Objetivos Específicos .................................................................................. 19 Capítulo 2 – Fundamentação Teórica ............................................................................. 21 2.1 – O Petróleo .......................................................................................................... 21 2.1.1 – Classificação do Petróleo ............................................................................ 21 2.1.1.1 – Quanto ao grau API ............................................................................. 22 2.1.1.2 – Quanto ao o fator de caracterização de Watson ou KUOP .................... 23 2.2 – Elevação ............................................................................................................. 24 2.3 – Elevação Natural ................................................................................................ 24 2.4 – Elevação Artificial ............................................................................................. 26 2.4.1 – Gás Lift (GL) ............................................................................................... 27 2.4.1.1 – Gás-Lift Contínuo (GLC) .................................................................... 28 2.4.1.2 – Gás-lift Intermitente (GLI) .................................................................. 29 2.4.2 – Bombeio Mecânico (BM) ........................................................................... 29 2.4.3 – Bombeio por Cavidades Progressivas (BCP) .............................................. 31 2.4.4 – Bombeio Centrífugo Submerso (BCS) ........................................................ 32 2.4.4.1 – Cenários de aplicação .......................................................................... 32 2.4.4.2 – Princípio de Funcionamento do Método ............................................. 35 2.4.4.3 – Equipamentos ...................................................................................... 37 2.4.4.3.1 – Equipamentos de Superfície ......................................................... 37 2.4.4.3.2 – Equipamentos de Subsuperfície.................................................... 40 2.4.4.4 - Estudo da Curva de performance da bomba......................................... 46 2.5 – Estudo das emulsões .......................................................................................... 48 2.5.1 – Definição de emulsão .................................................................................. 48 2.5.2 – Influência da viscosidade na emulsão ......................................................... 50 2.5.3 – Influência do Teor de Água na emulsão...................................................... 51 2.6 – Influência da viscosidade nas curvas de desempenho da BCS .......................... 52 2.7 – Estado da Arte .................................................................................................... 54 2.7.1 – Principais Estudos ....................................................................................... 54 Capítulo 3 – Metodologia ............................................................................................... 58 3.1 – Metodologia de Ofuchi (2015) .......................................................................... 58 3.1.1 – Relações entre 𝐶𝑄 e 𝐶𝐻 .............................................................................. 60 3.1.2 - Relação entre 𝐶𝐻 e número de Reynolds modificado ................................. 61 3.2 – Escolha das bombas ........................................................................................... 62 3.3 – Fluidos Viscosos ................................................................................................ 64 3.4 – Planejamento das Simulações ............................................................................ 66 Capítulo 4 – Resultados e Discussões ............................................................................ 68 4.1 – Verificação da relação entre os coeficientes de correção .................................. 68 4.2 – Verificação da relação entre o coeficiente de correção do head com o número de Reynolds modificado .................................................................................................. 70 4.3 – Análise da Curva de Desempenho das Bombas GN5200 e FC6000 ................. 71 4.3.1 – Análise da Curva de Desempenho das Bombas operando com óleo leve. .. 71 4.3.2 – Análise da Curva de Desempenho das Bombas operando com óleo médio. ................................................................................................................................. 73 4.3.3 – Análise da Curva de Desempenho da Bombas operando com óleo pesado. 75 4.3.4 – Comparação da bomba GN5200 operando com os três óleos diferentes. ... 77 4.3.5 – Comparação da bomba FC6000 operando com os três óleos diferentes. .... 77 4.3.6 – Comparação entre as bombas GN5200 e FC6000 operando com os três óleos. ....................................................................................................................... 78 4.4 – Planejamento Estatístico .................................................................................... 79 4.5 – Influência do °API, do teor de água e da rotação no head e na vazão ............... 81 4.5.1 – Análise do gráfico de Pareto para a bomba GN5200 .................................. 82 4.5.2 – Análise do gráfico de Pareto para a bomba FC6000 ................................... 83 4.6 – Análise dos parâmetros pela Metodologia da Superfície de Resposta (MSR). . 84 4.6.1 – MSR para a bomba GN5200. ...................................................................... 84 4.6.2 – MSR para a bomba FC6000. ....................................................................... 87 4.7 – Modelo matemático preditivo ............................................................................ 89 Capítulo 5 – Considerações Finais ................................................................................. 91 5.1 – Sugestões para trabalhos futuros. ....................................................................... 93 Capítulo 6 – Referências................................................................................................. 94 Apêndices ....................................................................................................................... 97 APÊNDICE A – Dados de entrada das bombas ............................................................. 98 APÊNDICE B – Dados de entrada dos fluidos viscosos ................................................ 99 APÊNDICE C – Resultados do método usando o óleo A e para a bomba GN5200 .... 100 APÊNDICE D – Resultados do método usando o óleo B e para a bomba GN5200 .... 102 APÊNDICE E – Resultados do método usando o óleo C e para a bomba GN5200 .... 104 APÊNDICE F – Resultados do método usandoo óleo A e para a bomba FC6000 ..... 106 APÊNDICE G – Resultados do método usando o óleo B e para a bomba FC6000 ..... 108 APÊNDICE H – Resultados do método usando o óleo C e para a bomba FC6000 ..... 110 Apêndice I – Dados de entrada das bombas para o planejamento estatístico............... 112 Apêndice J – Planejamento estatístico para a bomba GN5200 .................................... 113 Apêndice K – Planejamento estatístico para a bomba FC6000 .................................... 114 17 Capítulo 1 – Introdução Afim de satisfazer as inúmeras necessidades da sociedade moderna torna-se indispensável a exploração e produção de petróleo, que é uma substância oleosa a qual se origina da decomposição de matéria orgânica – principalmente plâncton – depositada em camadas do subsolo de bacias sedimentares. O petróleo é formado basicamente por uma mistura complexa de hidrocarbonetos, oxigênio, nitrogênio, sais e metais como ferro e cobre. O setor automobilístico tem grande interesse na indústria petrolífera, pois é do petróleo que se deriva combustíveis como gasolina, gás natural, querosene de aviação, óleo diesel e bunker (combustível marítimo). Ademais, esse hidrocarboneto é amplamente utilizado como matéria prima na cadeia industrial para produção de solventes, óleos lubrificantes, parafinas, benzinas, asfalto, polímeros plásticos, dentre outros. E, ainda, o gás liquefeito de petróleo (GLP), também conhecido como gás de cozinha. O óleo precisa ser extraído do reservatório e chegar na superfície para que siga as demais etapas até que seja distribuído e comercializado para determinado fim. Esse hidrocarboneto chega a superfície por elevação natural utilizando a própria energia do reservatório, quando o poço está no início da sua vida produtiva. Em poços onde o petróleo se eleva de forma natural são conhecidos como surgentes e nesse caso, a pressão disponível no reservatório é suficiente para vencer as perdas de pressão no meio poroso, na coluna de produção e na linha de produção (ROSSI, 2010) e chegar até as chamadas facilidades de produção. A medida que as jazidas são exploradas e o hidrocarboneto é produzido, a energia natural do reservatório decresce e não é mais suficiente para elevar o fluido até a superfície e, nesse momento, é preciso suplementar essa energia através do que conhecemos como métodos artificiais de elevação de petróleo. Os métodos de elevação artificial também são utilizados em poços surgentes quando a vazão produzida não é economicamente viável e deseja-se aumentá-la. Os métodos de elevação artificial que merecem destaque são Bombeio Centrífugo Submerso (BCS), Bombeio Mecânico (BM), 18 Bombeio por Cavidades Progressivas (BCP), Gás Lift Contínuo (GLC) e Intermitente (GLI). Segundo Thomas (2001), a seleção do melhor método depende de uma quantidade variada de fatores. Os principais a serem considerados na escolha são: número de poços, diâmetro do revestimento e da coluna de produção, Razão Gás Óleo (RGO), vazão, profundidade do reservatório, viscosidade dos fluidos produzidos, mecanismo de produção do reservatório, disponibilidade de energia, acesso aos poços, distância dos poços às unidades de produção, equipamentos disponíveis, pessoal treinado, investimento, custo operacional, segurança entre outros. A utilização de métodos de bombeamento em ambientes offshore é comum, principalmente para óleos com baixo grau API. Isso decorre do fato de apresentarem melhor eficiência e maiores valores de vazão quando comparados a outros métodos de elevação utilizados nessas condições. Nesse contexto, um método que tem sido utilizado para produção de óleos pesados em campos offshore, por apresentar bons resultados, é o Bombeio Centrífugo Submerso Submarino – BCSS, no qual a árvore de natal está assentada no leito marinho configurando o que se denomina completação molhada (HUPP, et al., 2011). No bombeio centrífugo submerso (BCS), a transmissão de energia para o fundo do poço é através de um cabo elétrico, onde essa energia elétrica é transformada em energia mecânica através de um motor de fundo. O qual 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 (THOMAS, 2001). Este trabalho irá descrever os métodos de elevação artificial e terá foco em caracterizar o Bombeio Centrifugo Submerso. É de conhecimento que os fabricantes das bombas utilizadas nesse método disponibilizam cartas com curvas de desempenho características para cada bomba, que determinam a eficiência da bomba, a capacidade de elevação (head) e a potência necessária do motor. Porém, as curvas são desenvolvidas com base em testes de bancadas realizados com água, e para otimizar o uso dessas bombas 19 na indústria petrolífera é de suma importância uma adequação para fluidos com viscosidade superior à da água, no caso, o petróleo. Neste trabalho a investigação da adequação da curva de elevação da bomba será feita utilizando a metodologia de Ofuchi et al. (2017), bem como uma validação do método. Para isso será investigada a influência do grau API do óleo e o teor de água da emulsão água em óleo, bem como variar frequência de operação da bomba, afim de analisar a degradação da curva de elevação da bomba em relação a curva fornecida pelo fabricante, ou seja, usando apenas água. A partir dos resultados será possível verificar qual a combinação dos parâmetros em que a capacidade de elevação da bomba sofrerá menos degradação. Ainda, o presente trabalho tem como finalidade comparar as curvas de diferentes fabricantes afim de escolher a bomba que terá menos degradação entre esses fabricantes para a combinação dos parâmetros. 1.1– Objetivos 1.1.1– Objetivo Geral Adequar, através do método de Ofuchi et al. (2017), a curva de performance de bombas utilizada no BCS para o uso de óleo, visto que as curvas são baseadas na elevação de água. 1.1.2 – Objetivos Específicos • Descrever e caracterizar os métodos de elevação artificial de petróleo, tendo como foco o Bombeio Centrífugo Submerso. • Fazer um estado da arte buscando ter conhecimento sobre estudos realizados anteriormente em relação ao BCS e métodos de correção de curva de performance de bombas utilizadas nesse método. • Observar o comportamento da curva do head de duas bombas de fabricantes diferentes, REDA e CENTRILIFT, escolhidas na mesma faixa de vazão operando com óleos leve, médio e pesado. 20 • Analisar a influência do grau API do óleo, bem como da fração de água e rotação de operação na degradação da curva de performance da bomba em relação a curva da água, utilizando o método de Ofuchi. • Comparar a influência das misturas nas bombas escolhidas. • Desenvolver um modelo matemático que possa maximizar a capacidade de elevação da bomba em função das variáveis avaliadas através de um planejamento fatorial de simulações. 21 Capítulo 2 – Fundamentação Teórica 2.1 – O Petróleo O petróleo pode ser definido como um combustível fóssil, formado pela sedimentação de matéria orgânica no fundo de rios e mares e que sofreram decomposição e transformações químicas ao longo dos anos. O resultado dessa transformação é um material oleoso, formado basicamente de hidrocarbonetos, oxigênio, nitrogênio, e, ainda, elementos metálicos como vanádio, cobre, ferro, chumbo e níquel. A American Society for Testing and Materials (2002),ASTM, define petróleo como: "uma mistura de ocorrência natural, consistindo predominantemente de hidrocarbonetos e derivados orgânicos sulfurados, nitrogenados e oxigenados, a qual é ou pode ser removida da terra no estado líquido. O petróleo bruto está comumente acompanhado por quantidades variáveis de substâncias estranhas tais como água, matéria inorgânica e gases. A remoção destas substâncias estranhas não modifica a condição de mistura do petróleo cru. No entanto, se houver qualquer processo que altere apreciavelmente a composição do óleo, o produto resultante não poderá mais ser considerado petróleo". O elemento mais importante e fundamental para a ocorrência de petróleo em quantidades significativas em uma bacia sedimentar, em algum tempo geológico passado ou presente, é a existência de grandes volumes de matéria orgânica de qualidade adequada acumulada quando da deposição de certas rochas sedimentares que são denominadas de geradoras. São estas rochas que submetidas a certas temperaturas e pressões, geram o petróleo na subsuperfície (MILLIOLLI, 2008). 2.1.1 – Classificação do Petróleo Existem diferentes formas de classificar o petróleo. Uma delas seria definir o tipo pelos hidrocarbonetos presentes na mistura podendo o petróleo ser: parafínico, naftênico ou aromático. Outra classificação muito utilizada se baseia na propriedade física da 22 densidade do petróleo, o grau API, criado pelo American Petroleum Institute (API). (ANP, 2010) 2.1.1.1 – Quanto ao grau API Em relação ao grau API (American Petroleum Institute) o petróleo é classificado de leve a ultra pesado. Tal parâmetro é de suma importância no mercado, pois quanto mais leve o petróleo, maior é o seu valor comercial, sendo o contrário também verdadeiro. Ademais, sua importância também se relaciona ao refino, pois geralmente as refinarias determinam o °API do óleo que será comprado, assim como no caso de exportação, onde o óleo tem que atender as especificações internacionais. Caso o °API do petróleo produzido não atenda tais especificidades torna-se necessário fazer um blend, que se trata de uma mistura de óleos com diferentes °API afim de obter um óleo que tenha o °API desejado. Esse blend é feito nas Estações de Tratamento de Óleo (ETO) ou nas Estações Coletoras de Produção. Só após essa adequação o óleo é exportado ou direcionado para a refinaria. O grau API é calculado pela Equação (1): 𝐴𝑃𝐼 (𝐺𝑟𝑎𝑢) = 141.51 𝐷𝑒𝑛𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑𝑒 − 131,50 (1) Onde a densidade relativa do óleo é medida a 60°F (15,6°F) e em g/cm³. Tal classificação é mostrada na Tabela 1: 23 Tabela 1 – Classificação do petróleo quanto ao grau API segundo o American Petroleum Institute Fonte: HERNANDEZ, 2013. Existem diferentes classificações de óleos crus em relação ao grau API, pois cada instituição ligada à indústria de petróleo tem uma classificação própria (HERNANDEZ, 2013). Conforme mostrado na tabela 2. Tabela 2 – °API sugerido por algumas instituições/setores da indústria petrolífera 2.1.1.2 – Quanto ao o fator de caracterização de Watson ou KUOP Esse parâmetro está relacionado a quantidade de parafinas do óleo cru e é calculado pela Equação (2): 𝐾𝑈𝑂𝑃 = (𝑇𝑏/1,8) 1/3 𝑆𝐺 (2) Onde: Tb é a temperatura de ebulição média do óleo em Kelvin e SG a gravidade específica do óleo cru. A tabela 3 mostra a classificação dos óleos crus segundo o fator de Watson. 24 Tabela 3 – Classificação dos óleos crus em função do fator de Watson. Fonte: HERNANDÉZ, 2013 De acordo com UNGAR (2012), as parafinas são hidrocarbonetos de cadeias lineares (normal) ou ramificadas (isômeros), que não possuem ligações duplas entre os átomos de carbono (cadeias saturadas). Os naftenos também são hidrocarbonetos saturados, muito abundantes nos petróleos brutos (25 a 75%). Diferenciam-se das parafinas por serem compostos cíclicos. Embora se saiba que existam naftenos com até oito anéis, técnicas analíticas conseguiram determinar com certeza a estrutura dos compostos com no máximo cinco anéis. A reatividade dessas substâncias é semelhante à das parafinas. Dessa forma, os naftenos sofrem reações de quebra da ligação C-C, desidrogenação ou aromatização. Aromáticos são compostos também cíclicos, formados por um ou mais anéis benzênicos. Por exemplo, o naftaleno é uma substância formada por dois anéis de benzeno condensados. Compostos com três ou mais anéis são encontrados principalmente nas frações mais pesadas do petróleo bruto. 2.2 – Elevação A Elevação é a parte da cadeia petrolífera que trata do escoamento dos hidrocarbonetos extraídos do reservatório até a cabeça do poço, na superfície, vencendo a força gravitacional. A elevação pode ser dá de forma natural ou artificial. 2.3 – Elevação Natural No início da sua vida produtiva o reservatório tem capacidade de elevar os fluidos (óleo, gás e água) até a superfície, pois a pressão disponível vence as perdas de pressão 25 no meio poroso, na coluna de produção e na linha de produção. Dessa forma, a pressão disponível no reservatório empurra os fluidos de onde a pressão é mais alta (no reservatório) para onde a pressão é mais baixa (na superfície). Nesse caso, o poço é chamado de surgente e esse fenômeno é conhecido como elevação natural de petróleo. Os poços surgentes produzem com menores problemas operacionais devido à simplicidade dos equipamentos de superfície e subsuperfície, com maiores vazões de líquido e com um menor custo por unidade de volume produzido, devido essas vantagens vem sendo feito estudos há anos das variáveis que afetam a vazão de um poço surgente, para que se possa manter e incrementar essa produção de petróleo por elevação natural (LEONEZ, 2011). Um poço surgente requer uma instalação bastante simples. Concentricamente ao revestimento do poço é instalada a coluna de produção. O espaço anular entre o revestimento do poço e a coluna de produção é isolado do fundo do poço através de um packer. Na cabeça de produção é instalado uma árvore de natal e entre esta e a linha de produção é instalado uma válvula com abertura regulável denominada bean ou choke (ASSMANN, 2008). O ponto de operação para um poço surgente é definido pela produtividade do poço, pressão e profundidade do reservatório, diâmetro da coluna e da linha de produção, abertura do choke, pressão de separação e características do fluido (viscosidade, densidade, fração da água, razão gás liquido, tensão interfacial e pressão de bolha). A figura 1 mostra o fluxo em um poço surgente. Figura 1 – Fluxo em um poço surgente. Fonte: NASCIMENTO, 2005. 26 2.4 – Elevação Artificial Ao passo que os hidrocarbonetos são produzidos a pressão disponível no reservatório decresce e torna-se insuficiente para que os hidrocarbonetos emerjam na superfície. Então se faz necessária a suplementação dessa energia para que os fluidos cheguem a superfície. Nesse caso, são utilizados os métodos de elevação artificial. Ressalta-se que mesmo os poços que são surgentes, após um determinado tempo de produção, começam a apresentar um declínio considerável na pressão, resultando na queda de energia do reservatório. Com isso, a pressão no poço diminui e chega a um limite, impossibilitando o deslocamento do petróleo até a superfície apenas com energia natural, ou ainda, devido à baixa pressão e, assim, esse poço deixa de ser economicamente viável. Portanto, a partir desse instante, as técnicas artificiais de elevação começam a ser utilizadas nesse poço visando a aumentar sua produtividade (RIZZO FILHO, 2011). Os métodos de elevação artificial mais utilizados no mundo são: gás-lift contínuo (GLC) e intermitente (GLI), bombeio centrífugo submerso (BCS), bombeio mecânicocom hastes (BM) e o bombeio por cavidades progressivas (BCP). A escolha do método de elevação artificial ideal é complexa e, muitas vezes, o campo de aplicação dos métodos se superpõem. Em boa parte dos casos, entretanto, a maior adequação de um ou outro método é suficientemente clara (ASSMANN, 2008). A determinação do melhor método é função de vários fatores, dentre eles: vazão e viscosidade do fluido, razão gás-líquido (RGL), razão gás-óleo (RGO), profundidade dos poços, lâmina d’água, mecanismo de produção do reservatório, presença de areia e gás, segurança do cenário e do pessoal, etc. A figura 2 apresenta a quantidade percentual de poços da Petrobras que utilizam cada um dos métodos de elevação artificial, além dos poços que são surgentes. Os dados são de uma das Unidades de Negócios da Petrobras (NASCIMENTO, 2005). 27 Figura 2 – Utilização dos métodos artificiais de elevação de petróleo em número de poços. Fonte: NASCIMENTO, 2005. A Figura 3 mostra o volume percentual produzido por cada um dos métodos utilizados. Figura 3 – Divisão percentual dos métodos de elevação do petróleo na produção de Petrobras. Fonte: RIZZO FILHO, 2011. 2.4.1 – Gás Lift (GL) A elevação por gás lift é a que mais se assemelha a elevação natural. Conforme Rossi (2010), quando comparado a outros métodos de elevação artificial o GL tem como vantagem: baixo custo dos equipamentos de fundo de poço, é aplicável em poços desviados e em poços com alta temperatura, tem condições operacionais facilmente modificáveis para as alterações do reservatório, apresenta boa flexibilidade operacional em relação à vazão e pressão estática, é aplicável em poços com alta razão gás-líquido, 28 além de ser um método com larga experiência em campo. Existem dois tipos de gás lift : o contínuo (GLC) e o intermitente (GLI). Segundo Thomas et al. (2001), o GL é um método muito versátil em termos de vazão (1 a 1.700 m³/d), de profundidade (até 2.600 metros, dependendo da pressão disponível para injeção), e é favorável para fluidos com alto teor de areia, elevada Razão Gás Líquido (RGL). Este método propicia, ainda, baixos investimentos em poços profundos quando comparado a outros sistemas de elevação artificial. No sistema pneumático denominado gás lift é transmitida energia para o fundo do poço na forma de gás comprimido. O gás é injetado sob pressão no anular existente entre o revestimento do poço e a coluna de produção. Válvulas situadas na coluna de produção permitem a injeção do gás no anular para o interior da coluna de produção. Ao se misturar com o fluido produzido, o gás injetado alivia o peso da mistura reduzindo a perda de carga total na coluna de produção (ASSMANN, 2008). A escolha entre o Gás Lift Contínuo e o Intermitente para um determinado poço depende de vários fatores, sendo os principais o índice de produtividade (IP) e a pressão estática (Pe). Sempre que o índice de produtividade e/ou a pressão estática forem considerados baixos, a opção deve ser pelo Gás Lift Intermitente. Quando os dois parâmetros forem altos, o Gás Lift Continuo é o mais recomendável. Para valores intermediários, os dois podem ser aplicáveis (ROSSI, 2010). 2.4.1.1 – Gás-Lift Contínuo (GLC) O GLC consiste em injetar gás de forma contínua na coluna de produção misturando-o com os fluidos do reservatório, fazendo com que a densidade da mistura seja mais leve e, consequentemente, mais fácil de elevá-la até a cabeça do poço. A injeção é controlada na superfície através de um choke. A figura 4 mostra um poço equipado com gás-lift contínuo. 29 Figura 4 – Poço equipado com gás lift contínuo. Fonte: NASCIMENTO, 2005 2.4.1.2 – Gás-lift Intermitente (GLI) O sistema de GLI consiste em injetar gás a alta pressão abaixo da coluna de fluido, de forma periódica, afim de deslocar o fluido em um fenômeno semelhante a uma golfada. A injeção de gás é controlada na superfície por um intermitor de ciclo e uma válvula controladora (motor valve). O gás – lift intermitente necessita de uma válvula de orifício de abertura rápida, para diminuir a penetração do gás na golfada de fluido, pois não existe elemento de separação entre o líquido e o gás. No GLI a vazão é elevada e periódica de gás para transmitir grande velocidade ascendente à golfada (LEONEZ, 2011). 2.4.2 – Bombeio Mecânico (BM) Historicamente, o primeiro método de elevação artificial que surgiu na indústria do petróleo foi o bombeio mecânico (Sucker-rod Pumping), surgindo logo após o nascimento da indústria de petróleo. Sua importância se reflete no número de instalações 30 existentes, que corresponde a 80% dos poços produtores mundiais, o que lhe dá a posição de método mais utilizado no mundo. No Brasil, responde por cerca de 8% da produção diária de petróleo, equipando em torno de 80% dos poços produtores (NASCIMENTO, 2005). As principais vantagens desse método de elevação são: 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, etc. (SIQUEIRA, 2012). A figura 5 mostra os componentes do Bombeio Mecânico. Figura 5 – Bombeio Mecânico com hastes. Fonte: ROSSI, 2003. Nesse método de elevação artificial, o movimento rotativo de um motor elétrico ou de combustão interna é transformado em movimento alternativo, por uma unidade de bombeio localizada próxima à cabeça do poço. Uma coluna de haste transmite o movimento alternativo para o fundo do poço, acionando uma bomba que eleva os fluidos produzidos pelo reservatório para a superfície (ARAGÃO, et al., 2013). 31 2.4.3 – Bombeio por Cavidades Progressivas (BCP) O BCP é o método de elevação artificial mais recente quando comparado com os demais métodos, inicialmente era utilizado em reservatórios relativamente rasos e de baixas vazões (abaixo de 20 m³/d) (ROSSI, 2010). Porém com o aperfeiçoamento e desenvolvimento de novos equipamentos o BCP ampliou sua faixa de operação, competindo com os outros métodos em diversos cenários, e com aqueles usados para produção de óleos pesados em poços profundos, com alta vazão de liquido e produção de areia. Esse método utiliza uma bomba de cavidades progressivas que gera a diferença de pressão necessária a partir do bombeamento volumétrico do fluido. As cavidades são espaças vazios criados, progressivamente, ao girar o rotor no interior do estator no sentido da sucção para a descarga, originado o deslocamento positivo (NASCIMENTO, 2005). Na figura 6 está representado um sistema de BCP. Figura 6 – Bombeio por Cavidades Progressivas Fonte: THOMAS, 2004. 32 2.4.4 – Bombeio Centrífugo Submerso (BCS) Semelhante aos demais métodos de elevação, o BCS consiste em complementar a energia do reservatório, aumentando assim o diferencial de pressão entre o fundo e a cabeça do poço. Afim de que os hidrocarbonetos, com uma vazão viável do ponto de vista da operação e econômico, escoem do poço para as facilidades de produção na superfície. Quanto à evolução do sistema de bombeio centrífugo submerso para operar em poço, de acordo com Oliveira (2006), iniciou-se com o desenvolvimento do motor elétrico para operação submersa em poço, desenvolvido em 1911, por Armais Arutunoff, na Rússia. Em 1916, ele aplicou o motor em conjunto com uma bomba centrífuga para operações submersas em água. Em 1923, Arutunoff emigrou para os EUA em busca de financiamento para os seus projetos. A Phillips Petroleum sustentou o desenvolvimento de um sistema de BCS para ser testado em seus poços. Em 1927, foi instalado o primeiro sistema, em El Eldorado, Kansas. Atualmente, o método de elevação artificial do sistema BCS com seus equipamentos desuperfície e subsuperfície está sendo muito utilizado no mundo e no Brasil para bombear grandes volumes de fluidos (óleo+água) em campos terrestres produtores de petróleo (onshore) e marítimo (offshore), devido à flexibilidade de instalação, operação e dos avanços tecnológicos desse método, para operar em poços de petróleo verticais, direcionais (inclinados) e horizontais (MANCÚ, 2013). O sistema BCS trata-se, basicamente, de uma bomba centrífuga de múltiplos estágios, acionada por um motor elétrico, sendo este conjunto motor-bomba fixado na extremidade da coluna do poço. Dessa forma, o conjunto fica submerso no óleo do reservatório e o seu funcionamento cria um incremento de pressão no fundo do poço de modo a se obter a vazão desejada de óleo na superfície (BARBOSA, 2009). 2.4.4.1 – Cenários de aplicação Comumente, a escolha do método de elevação artificial a ser usado nos poços é definida após a fase de completação dos mesmos. O cenário de aplicação do método deve 33 ser estudado criteriosamente para que a escolha seja feita de forma segura e economicamente viável. É grande a versatilidade do BCS, tendo em vista que poços equipados com esse sistema tem grande capacidade de elevação (cerca de 500m³/dia de óleo). O BCS é indicado para poços que produzem com alta viscosidade, porém, esses casos merecem uma atenção maior, visto que a eficiência da bomba sofre uma leve queda, mas o calor gerado pelo motor ameniza esse problema, pois o aumento da temperatura reduz a viscosidade dos fluidos, facilitando sua entrada na bomba e seu escoamento para a superfície. Em zonas urbanas o BCS pode ser instalado sem causar muitos transtornos para a comunidade das redondezas, pois o nível de ruído próximo ao poço é baixo e o único equipamento que fica exposto na superfície é a cabeça de produção, já que o quadro de comando e o transformador podem ser colocados em locais de menor acesso. Porém, se faz necessário um cuidado em relação aos equipamentos e cabos visto que o motor elétrico opera em altas voltagens na superfície. (ROSSI, 2010) O BCS tem sua aplicação principal em poços que produzem com pouco gás livre em condições de fundo de poço. Volumes de gás livre acima de 10% na sucção da bomba devem ser evitados através da utilização de separadores de fundo. Como regra geral, quanto maior a capacidade volumétrica da bomba, maior sua tolerância em trabalhar com gás livre. Caso a separação não possa ser feita ou o volume de gás seja muito alto, outros métodos devem ser priorizados (ROSSI, 2010). No geral, o BCS não é indicado para operar em poços que tenham produção de areia. No entanto, o BCS pode ser utilizado nesse tipo de poços desde que sejam utilizados gravel-pack ou filtros de areia de fundo. O Bombeio Centrífugo Submerso é bastante eficaz em poços desviados porque independe de coluna de hastes, tendo uma durabilidade efetiva em poços com alto dog-les. Segundo Barbaresco (2011), dentre as vantagens do BCS têm-se: a existência de equipamentos disponíveis para um “range” bastante variado com vazões de médias a altas, além de não poluir o meio ambiente e ser um método relativamente simples em relação a automação, supervisão e controle. Sobre as limitações do BCS está o custo inicial que é relativamente alto e a alta temperatura que pode gerar degradação do sistema 34 de isolamento do cabo elétrico e outros equipamentos. Um outro problema é a manutenção ou substituição de equipamentos do conjunto de fundo, pois é necessária a retirada da coluna de produção exigindo uma parada de operação. E ainda como desvantagem desse método está a necessidade de uma fonte de eletricidade estável e de confiança. A Petrobras, por meio do Programa de Inovação Tecnológica e Desenvolvimento em Águas Profundas e Ultraprofundas (PROCAP), conseguiu desenvolver tecnologia para utilização do BCS em lâminas d’água acima de 1.000 m (RIBEIRO et al., 2005). Com o aperfeiçoamento das técnicas e o desenvolvimento de novas tecnologias tornou-se mais frequente o uso do BCS em poços marítimos. A Petrobras foi pioneira em bombeamento submarino tendo, em 1994, instalado a primeira BCSS (BCS com Árvore de Natal Molhada - ANM) do mundo. A partir de então, o número de novas instalações pela Petrobras foi discreto. Outras operadoras utilizaram este conceito de forma mais extensiva a exemplo dos campos de LIHUA, LUFENG, OTTER, entre outros. Entretanto, os recentes descobrimentos, principalmente de óleo pesado em águas profundas na costa brasileira e a necessidade de produzir áreas marginais recolocaram a alternativa de elevação por BCSS como estratégia na produção de óleo pesado (VIANA, et al., 2015). No ano de 2015, a produção total de óleo e a produção de gás em campos marítimos foi de 169.868,4 m³/dia e 31.116,95 Mm³/dia, respectivamente. Realizando uma média deste valor pela frequência de aparição de cada método em campos offshore, percebe-se que o método BCS foi responsável pela maior parte da produção diária de óleo no ano de 2015 (FARIAS, 2016). Como pode ser observado na figura 7. 35 Figura 7 – Produção média de óleo e gás por método de elevação em campos offshore. Fonte: FARIAS, 2016. Em comparação com outros métodos, o BCS é mais utilizado em campos marítimos produtores de óleos médios (° API de 20 a 30) e óleos pesados (°API menor que 20). Conforme mostra a figura 8. Figura 8 – Utilização de métodos de elevação artificial por °API em 15 campos offshore avaliados por Farias, 2016. Fonte: FARIAS, 2016 2.4.4.2 – Princípio de Funcionamento do Método Na superfície, quando o quadro de comando ou painel elétrico é acionado um motor elétrico de subsuperfície transforma energia elétrica em mecânica e uma bomba centrífuga converte a energia mecânica do motor em energia cinética, elevando o fluido 36 à superfície onde é transportado por uma linha de produção até uma Estação Coletora de Produção ou Estação de Tratamento de Óleo (ETO) para armazenamento e tratamento e posteriormente enviado para a exportação ou refino. Diferente do BCP, a BCS envia energia ao fundo do poço para iniciar o bombeamento através de um cabo elétrico. No fundo, a energia elétrica é transformada em mecânica por um motor de subsuperfície que está diretamente conectado a bomba, que por sua vez fornece energia para o fluido na forma de pressão. Esse processo responsável por fornecer ganho de pressão ao fluido acontece no interior da bomba em um sistema formado por múltiplos estágios. Cada estágio é constituído por um conjunto de impelidor e difusor. O primeiro aumenta a velocidade do fluido, gerando energia cinética; e o segundo reduz sua velocidade, transformando energia cinética em pressão (RIZZO FILHO, 2011). A figura 9 mostra um poço operando com BCS. Figura 9 – Poço operando pelo sistema BCS. Fonte: MANÇU, 2013. Para aumentar a pressão de admissão da bomba, reduzindo o volume de gás livre, é necessário coloca-la o mais próximo possível do fundo do poço. Em contrapartida, o conjunto de fundo (equipamentos de subsuperfície do BCS) opera em uma temperatura mais elevada, podendo causar prejuízos no sistema de isolamento do BCS com consequente superaquecimento do motor. Além disso, o comprimento do cabo elétrico e 37 da coluna da produção serão maiores em comparação a bomba instalada mais acima do fundo do poço. 2.4.4.3 – Equipamentos Os equipamentos do BCS são frequentemente divididos em equipamentos de superfície e subsuperfície. A figura 10 faz uma ilustração desses equipamentos. Figura 10 – Equipamentos de superfície e subsuperficie do BCS. Fonte: BATISTA, 2009. 2.4.4.3.1 – Equipamentos de Superfície ✓ Quadro de Comandos ✓ Fonte de Energia ✓ Transformador ✓ Caixa de Ventilação ✓ Cabeça de Produção ✓ Variador de Velocidade ou Frequência (Variable Speed Drive – VSD)✓ Cabo Elétrico de Superfície 38 a) Quadro de Comandos Responsável por controlar com segurança os equipamentos de fundo. A seleção do quadro de comando depende da amperagem, voltagem e potência máxima nas quais o sistema vai operar. Segundo Batista (2009), o quadro de comando divide-se em duas partes: • Média tensão: comporta os transformadores de corrente e de controle, fusíveis de proteção e a chave seccionadora; • Baixa tensão: abriga os relés, amperímetro, temporizador, etc. b) Fonte de Energia Nos poços em terra a energia elétrica é fornecida pela rede elétrica, a tensão utilizada é geralmente 13,8 kV. Enquanto que para poços marítimos, a energia é fornecida por geradores e voltagem disponibilizada é de 460 V. Os conjuntos de fundo, entretanto, funcionam com motores cuja voltagem normalmente varia de 800 a 4000 V, ou seja, bem diferentes da voltagem disponibilizada pela rede elétrica ou gerador. Torna-se necessário, portanto, a utilização de um equipamento chamado “transformador” (ROSSI, 2010). c) Transformador Este tem como função transformar a tensão da rede elétrica na tensão nominal requerida pelo motor acrescida das perdas de voltagem no cabo elétrico. A escolha do transformador é função da voltagem da rede elétrica e do motor, da potência necessária do motor e perdas do cabo elétrico. d) Caixa de Ventilação É um equipamento utilizado em poços onshore que é instalado entre o quadro de comando e o poço, com o objetivo de ventilar o cabo trifásico, evitando que o gás migre do poço para o interior do cabo elétrico, podendo atingir o quadro de comando e causando uma explosão. 39 e) 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 (LEONEZ, 2011). f) Variador de Velocidade ou Frequência (Variable Speed Drive – VSD) Possibilita que se obtenha inicialmente uma partida lenta e um aumento gradual da frequência até a frequência da rede. Ou seja, sabendo que a frequência usual é de 60 Hz, o VSD permite que o conjunto opere em outra faixa de frequência, geralmente de 30 a 90 Hz. Possibilitando o aumento da velocidade do motor e como consequência da vazão do poço. Além disso, o aumento da frequência também proporciona o aumento do head fornecido pela bomba. Segundo MANÇÚ (2013), O VSD ainda acumula diversas funções: altera a velocidade de operação do motor/bomba, funciona como quadro de comando, controla a partida e parada do sistema e acumula as informações do comportamento das variações elétricas ocorridas. A figura 11 mostra um VSD. Figura 11 – VSD. Fonte: BARBOSA, 2009. 40 g) Cabo Elétrico de Superfície O cabo elétrico de superfície alimenta o motor do conjunto de fundo a partir do transformador. Ele tem perfil circular e é trifásico, possuindo as mesmas características do cabo redondo utilizado dentro do poço. 2.4.4.3.2 – Equipamentos de Subsuperfície ✓ Motor Elétrico ✓ Bomba ✓ Admissão da Bomba ✓ Protetor ou Selo ✓ Válvulas de Retenção ✓ Válvula de Drenagem ✓ Cabo Elétrico ✓ Sensores de Pressão e Temperatura de Fundo a) Motor Elétrico Os motores elétricos usados no BCS são projetados para operarem imersos nos fluidos que estão sendo produzidos e a altas pressões e temperaturas. Devido a essas severas condições de trabalho, esses equipamentos são preenchidos com óleo mineral refinado, afim de prover seu resfriamento, bem como o isolamento elétrico e a lubrificação dos mancais. O calor gerado no motor é transferido para o fluido produzido que está passando pelo espaço anular, afim de resfriar o próprio motor. Segundo ROSSI (2010), o tipo de motor usado pelo sistema BCS é trifásico, dipolo, de indução, que funcionam com velocidade de aproximadamente 3.500 rpm para uma frequência de rede de 60 Hz. O motor consiste de uma carcaça tubular de aço carbono, dentro da qual há uma parte estacionária (estator) e uma parte giratória (rotor) montada sobre um eixo. Os motores utilizados nesse método de elevação são do tipo gaiola de esquilo (BATISTA, 2009). A figura 12 mostra esse tipo de motor: 41 Figura 12 – Motor tipo gaiola de esquilo. Fonte: BATISTA, 2009. b) Bomba Centrífuga O principal componente do BCS é a bomba centrífuga de múltiplos estágios. A bomba é acionada por um motor e o conjunto motor-bomba é fixado na extremidade da coluna do poço. O conjunto fica submerso no óleo do reservatório fornecendo um incremento de pressão no fundo do poço, elevando assim o fluido até as facilidades de produção na superfície. Os estágios são montados em série e sua quantidade depende das necessidades de elevação do poço onde a bomba será instalada. Esses estágios são constituídos cada um por um difusor ou voluta, que é a parte fixa; e um impelidor, também conhecido como rotor, que gira a uma velocidade aproximada de 3500 rpm. A figura 13 mostra um rotor real da BCS GN-7000. Figura 13 – Rotor real da BCS GN-7000. Fonte: SIRINO, 2013 42 O fluido passando pelo rotor é submetido a um campo centrífugo e se move na direção radial para posteriormente ingressar na zona do difusor. No difusor a energia em forma de velocidade é transformada em pressão até atingir o estágio seguinte, onde o ciclo ocorre da mesma maneira. O ganho de pressão é incremental ao longo da série de estágios da bomba até atingir a elevação total de descarga (VARON, 2013). Como representado na figura a seguir: Figura 14 – Representação do trajeto do fluido em uma bomba centrífuga. Fonte: BULGARELLI, 2018. c) 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 (LEONEZ, 2011) O Separador de gás busca evitar que o gás vindo do reservatório alcance a bomba centrífuga, quando não, pelos menos quebra as bolhas de gás diminuindo seu tamanho e seu efeito sobre a bomba. Porém esse equipamento pode resultar numa redução na pressão 43 da bomba, vibração, erosão e até perda de eixo, quando em presença de areia (BARBOSA, 2009). Segundo MANÇÚ (2013), o separador de gás pode ser dos seguintes tipos: • Separador estacionário – a separação de gás do líquido se dá mediante a simples mudança brusca do fluxo de fluidos ao entrar na bomba. • Separador centrífugo – o gás é separado do líquido devido às diferentes forças centrífugas a que são submetidos esses fluidos quando admitidos no separador. O líquido é dirigido para o primeiro estágio da bomba, enquanto o gás, que apresenta menor densidade, mantém-se próximo ao eixo do separador, onde é canalizado para o espaço anular. Em relação ao separador estacionário, o centrífugo tem uma eficiência maior de separação que os fabricantes estimam poder ultrapassar a 90%. A figura 15 ilustra um separador centrífugo. Figura 15 – Separador Centrífugo. Fonte: BARBOSA 2009. d) Protetor ou Selo Para evitar a contaminação do óleo mineral com o óleo de produção, é adicionado entre o motor e a admissão da bomba um sistema de selagem mecânica. Esse equipamento denominado de protetor ou selo tem a finalidade de conectar a carcaça do motor com a carcaça da bomba assim como os eixos dabomba e do motor, age como uma barreira de 44 proteção do motor separando o óleo do motor dos fluidos produzidos, 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 (ROSSI, 2010). A figura 16 mostra um selo mecânico. Figura 16 – Protetor ou selo mecânico. Fonte: Barbosa, 2009. e) Válvulas de Retenção • Check-Valve: Esse equipamento tem o objetivo de manter a coluna de produção cheia de fluido, evitando que quando o conjunto BCS for desligado, por qualquer que seja o motivo, o fluido não retorne da coluna de produção para o espaço anular causando rotação contrária do eixo da bomba. Caso o conjunto de fundo fosse ligado nessa situação, haveria um torque excessivo no eixo do conjunto, podendo resultar na sua ruptura (ROSSI, 2010). • Standing-Valve: Também é uma válvula de retenção da coluna, é insertável, podendo ser instalada e retirada com arame. Esta passou a ser descida durante a instalação do BCS, após a confirmação de fases, é retirada, deixando 45 a coluna sem válvula de retenção, mas com a vantagem de se poder efetuar uma retrolavagem da bomba, caso a mesma venha a travar (ROSSI, 2010). f) Válvula de drenagem Para evitar que haja excesso de fluido durante a retirada da coluna e afim de drenar o fluido da coluna de produção para o espaço anular, é usada a válvula de drenagem sempre que é descida a válvula de retenção. g) 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 (LEONEZ, 2011). Esse equipamento pode ser do tipo redondo ou chato. O cabo elétrico redondo é comumente utilizado em locais de maior espaço anular, enquanto o chato, é instalado onde o espaço anular é menor. A figura 17 mostra esses dois tipos de cabos. Figura 17 – Cabo elétrico redondo e chato respectivamente. Fonte: BARBOSA, 2009 46 h) Sensores de Pressão e Temperatura São instalados abaixo do motor e tem a função de avaliar o comportamento do poço através de informações de pressão e temperatura do fundo do poço enviando-as para a superfície, através do mesmo cabo que leva a energia elétrica para o motor. 2.4.4.4 - Estudo da Curva de performance da bomba Os fabricantes fornecem a curva característica ou curva de performance da bomba, as quais apresentam uma faixa de vazão de operação e em função dela as curvas da potência necessária do motor, que é a quantidade de energia necessária para o funcionamento da bomba; curva da altura de elevação (head), esta relaciona-se a capacidade de elevar a pressão do fluido bombeado da entrada até a saída da bomba; curva da eficiência da bomba, que é a relação entre a potência consumida e aquela que é efetivamente transferida ao fluido. Segundo ROSSI (2010), existe um range recomendado para a vazão da bomba, assim ela opera sem que haja um desgaste prematuro na parte superior dos impedidores (upthrust) ou na parte inferior dos mesmos (downthrust). Este desgaste acontece se a bomba operar respectivamente acima da vazão máxima ou abaixo da vazão mínima recomendada pelo fabricante. Trabalhando dentro desse range de vazão proposto pelo fabricante, a bomba está consequentemente operando nas melhores taxas de eficiência. A figura 18 mostra a curva de performance de uma bomba: 47 Figura 18 – Curva de performance de uma BCS. Fonte: TACKACS, 2009. Através da curva de performance ilustrada na figura 18, pode-se perceber que o range de operação indicado pelo fabricante varia em uma vazão mínima de 1400 BPD (barris por dia) a uma vazão máxima de 2800 BPD e, nesse range, o head varia de 18 a 29 ft/estágio, enquanto a potência necessária varia de 0,50 a aproximadamente 0,60 hp/estágio. O ponto de melhor eficiência (PME) dessa bomba é de aproximadamente 68% e acontece quando a bomba opera em torno de 2150 BPD e, nesse ponto, o head é de 25ft/estágio e potência é cerca de 0,57 hp/estágio. Segundo ROSSI (2010), deve-se determinar a bomba a ser utilizada conforme os seguintes parâmetros: escolha da série ou diâmetro externo da bomba, escolha do tipo de bomba e determinação do número de estágios. A escolha do diâmetro externo deve ser feita em função do diâmetro interno do revestimento, de forma que o diâmetro externo da bomba caiba no revestimento e deixe um espaço para a passagem do cabo elétrico usado para alimentar o rotor. O tipo de bomba é escolhido em função da vazão desejada, de forma que esteja no range de vazão para a bomba, afim de evitar o desgaste prematuro na parte superior ou inferior dos impedidores. Já a determinação do número de estágios é feita a partir da curva característica da bomba escolhida, calculando o número de estágios necessários para que o fluido tenha a elevação necessária. 48 As curvas de desempenho das bombas centrífugas comerciais são sempre estabelecidas de forma experimental e utilizam a água como líquido de teste. Quando o líquido bombeado apresenta viscosidade maior que a da água, e a velocidade de rotação é consideravelmente diferente do que o utilizado para obter as curvas de catálogo, o desempenho da bomba é significativamente diferente do apresentado no catálogo e as relações de similaridade não são válidas, implicando na queda de rendimento da bomba (SIRINO, 2013). Por esse motivo, torna-se necessário fazer um estudo de como a curva de performance da bomba irá se comportar operando com fluidos viscosos ou em condições de operações diferentes daquelas onde as curvas de performances das bombas são obtidas que é o objeto de estudo deste trabalho. 2.5 – Estudo das emulsões Neste trabalho serão utilizados óleos emulsionados de diferentes graus API, os quais terão o teor de água das emulsões variando, então se faz importante o entendimento das emulsões e de como a viscosidade e o teor de água influenciam na mesma. 2.5.1 – Definição de emulsão O termo emulsão refere-se a uma mistura de líquidos, constituída de uma fase dispersa e uma contínua. A emulsão é formada na presença de dois líquidos imiscíveis, um agente emulsificante e agitação suficiente para ocorrer a emulsificação do sistema. As emulsões podem ser classificadas como óleo em água (O/A), onde o óleo é a fase dispersa e a água é a fase contínua; e água em óleo (A/O), onde a água é a fase dispersa e o óleo é a fase contínua. E ainda emulsões múltiplas de água em óleo em água (A/O/A), em que as gotas de óleo dispersas em água possuem em seu interior gotículas de água ou óleo em água em óleo (O/A/O), são emulsões em que gotas de água dispersas em óleo possuem em seu interior gotículas de óleo (HILÁRIO, 2012). A figura 19 faz uma ilustração dos tipos de emulsões. Segundo Arnold et al. (1992) e Franco et al. (1988), para formação de uma emulsão são necessários três requisitos básicos: 49 • Coexistência de dois líquidos imiscíveis; • Cisalhamento ou aplicação de energia suficiente para que um dos • líquidos se apresente na forma de gotas dispersas; • Um emulsificante para estabilizar as gotas. Figura 19 – a) Emulsão O/A, b) Emulsão A/O, c) Emulsão A/O/A, d) Emulsão O/A/O. Fonte: SOUZA, 2014. A estabilidade das emulsões depende de vários fatores, sendo a presença de emulsificantes naturais nas interfaces, o principalfator de estabilização das emulsões de petróleo, reduzindo assim a probabilidade de coalescência entre as gotas (AUFLEM, 2002). Os emulsificantes naturais que mais se destacam na estabilização da emulsão A/O são asfaltenos, resinas, parafinas e ácidos orgânicos solúveis em óleo. No cenário petrolífero é recorrente a formação de emulsões do tipo água em óleo (A/O), devido a agitação que o fluido sofre durante o escoamento do petróleo do reservatório até a superfície através do método de elevação utilizado, fazendo com que a água fique dispersa no óleo em forma de gotículas. As emulsões ainda podem ser originadas da própria formação, como consequência de processos de recuperação primário. A figura 20 é uma fotografia de uma emulsão de petróleo A/O. 50 Figura 20 – Fotografia de uma emulsão de petróleo A/O. Fonte: SOUZA, 2009. Em relação ao BCS, este é o método de elevação que causa maior cisalhamento em relação a outros métodos, aumentando a difusão da fase dispersa, fazendo com que seja menor o tamanho das moléculas, sendo mais difícil a quebra da emulsão A/O. 2.5.2 – Influência da viscosidade na emulsão A viscosidade das emulsões depende de fatores como a viscosidades das fases contínua e dispersa, a concentração da fase dispersa, temperatura, taxa de cisalhamento, presença de aditivos químicos, tamanho médio e distribuição de tamanho de gota. Existe uma estreita ligação entre a viscosidade e a estabilidade da emulsão, visto que normalmente óleos mais pesados têm maior viscosidade, sendo mais estável a emulsão, ou seja, mais difícil de ser quebrada. Isso acontece porque torna-se mais difícil separar as fases por segregação gravitacional. Além disso, quanto menor o °API maior a incidência de emulsificantes naturais, com isso a emulsão é mais estável e mais difícil de ser quebrada. 51 2.5.3 – Influência do Teor de Água na emulsão Um dos fatores determinantes do comportamento reológico das emulsões é a concentração da fase dispersa. A máxima quantidade de água que pode ser dispersa na fase óleo, varia de acordo com o tipo de óleo. Normalmente, para baixas concentrações de água, a viscosidade de uma emulsão é mais elevada que a das fases em separado, e o aumento da porcentagem da fase dispersa no fluido provoca aumento da viscosidade aparente da emulsão, chegando há um valor máximo, referenciado como ponto de inversão (BONETTI, 2017). No exemplo apresentado por Allenson et al., (2011), ao atingir a máxima viscosidade aparente, qualquer incremento na concentração de fase dispersa provocará uma redução da viscosidade. Neste ponto, a emulsão inverte, deixando de ser uma emulsão A/O para se tornar uma emulsão O/A, conforme apresenta a figura 21. A diminuição da viscosidade é consequência da água livre devido à inversão de fases da emulsão. A água, fluído de baixa viscosidade, passa a molhar a parede, reduzindo as perdas por fricção. Figura 21 – Viscosidade em função do teor de água. Fonte: ALLENSON ET AL., 2011 O teor de água da emulsão relaciona-se ainda com a facilidade ou não com qual essa emulsão pode ser desestabilizada, visto que ao aumentar o teor de água, as 52 moléculas tendem a se chocar, havendo então a coalescência com consequente aumento no diâmetro das gotículas de água, sendo mais fácil quebrar essa emulsão. 2.6 – Influência da viscosidade nas curvas de desempenho da BCS Após o entendimento da influência da viscosidade na emulsão, esse tópico irá sintetizar como a variação da viscosidade pode alterar as curvas de performance da bomba. Segundo VARON (2013), O aumento da viscosidade do fluido pode reduzir drasticamente o desempenho de uma bomba centrífuga. Resultados de testes experimentais comparando desempenho de bombeamento de água com bombeamento de fluido viscoso mostraram que o fluido viscoso causa os seguintes fenômenos: • Redução da elevação (H) produzida pela bomba; • Redução da capacidade de vazão (Q); • Aumento da potência de alimentação requerida pela bomba (BHP); • Queda acentuada na eficiência da bomba para todas as vazões (𝜂). As afirmações de Varon (2013) podem ser ilustradas nas figuras 22, 23 e 24, respectivamente, que demonstram as modificações nas curvas de desempenho quando utilizada a água e um óleo de viscosidade 40 cp e grau API 25. Os testes foram feitos no trabalho de Batista (2009), utilizado o método de correção do Hydraulic Institute (1955). Figura 22 – Efeito da viscosidade na curva do head. Fonte: BATISTA, 2009. 53 A figura 22 mostra que ao operar com fluidos viscosos a bomba tem uma redução na sua capacidade de elevação, conforme já discutido anteriormente. Figura 23 – Efeito da viscosidade na curva de potência. Fonte: BATISTA, 2009. Conforme a análise da figura 23, a potência de alimentação requerida pela bomba é maior quando ela opera com fluidos de viscosidade maior que a da água. Figura 24 – Efeito da viscosidade na curva da eficiência. Fonte: BATISTA, 2009. Através da figura 24 nota-se que com o aumento da viscosidade do fluido bombeado acontece uma queda na eficiência da bomba. 54 2.7 – Estado da Arte Este tópico trata de reconhecer estudos realizados em relação ao Bombeio Centrifugo Submerso, e estão relacionados a adequação de curvas de desempenho das bombas operando com fluidos viscosos. 2.7.1 – Principais Estudos Ippen (1946), realizou um dos primeiros estudos para analisar o efeito da viscosidade na degradação da curva de desempenho de bombas centrífugas. O autor fez um estudo analítico-experimental e, na parte analítica, são apresentadas diversas perdas, sendo a perda por atrito de disco a principal. Na parte experimental foram levantadas curvas de altura de elevação (head) e eficiência da bomba em função da vazão. Foi observado que o aumento da viscosidade provoca diminuição do head, eficiência e vazão. O autor ainda observou que o ponto máximo de eficiência mudava de posição quando a bomba opera com fluidos viscosos em comparação a quando a bomba opera com água. O Hydraulic Institute (HI) (1955) propôs um dos métodos mais usado na indústria petrolífera com a finalidade de corrigir as curvas de desempenho da bomba operando com fluidos de viscosidade superior a água. Tal método foi representado em forma de diagrama, mas posteriormente, em 2004, o diagrama foi substituído por equações algébricas e passou a considerar a rotação especifica da bomba. Stepanoff (1957) desenvolveu um estudo experimental com bombas centrífugas trabalhando com água e óleo de viscosidades diferentes, além de fazer uma análise das perdas de carga resultantes do escoamento dentro da bomba. Ele propôs uma metodologia de correção para a rotação especifica constante e considerando que a degradação da altura e da vazão acontecem proporcionalmente. O autor apresentou uma nova definição do número de Reynolds, que, juntamente com a expressão da rotação especifica no ponto de máxima eficiência, desenvolveu um diagrama para determinar o desempenho da bomba centrifuga operando com fluidos viscosos. Gülich (1999) fez uso de quatro bombas centrifugas variando a vazão e rotação especifica, realizando um estudo sobre as perdas de energia que ocorrem no escoamento, 55 no interior das bombas, para propor um método de desempenho de bombas operando com fluidos viscosos. Em 2010 Gülich propôs um novo método, onde o único dado geométrico utilizado é o raio de saída do rotor. Turzo et al. (2000) se ocuparam com a melhoria do modelo proposto pelo HI (1955). Para isso, desenvolveram correções empíricas para determinar os fatores de correção de viscosidade e, com isso, o diagrama foi substituído por equações, as quais podem ser inseridas em um programa computacional e utilizadas para analisar o comportamento da bomba centrífuga operando com fluidos viscosos. KSB
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