Métodos de elevação de petróleo

Tamires Gregório Meneses

MÉTODOS DE ELEVAÇÃOOs Principais Métodos

Salvador – BA2013

COMPONENTES DO GRUPO

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• Jason Levy Reis de Souza• Paloma França de Santana Zacarias• Tamires Gregório Meneses• Victor Said dos Santos Sousa

Orientadores: Andrea BitencourtJustino Medeiros

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SUMÁRIO

1. Introdução

2. Método de Elevação

3. Método de Elevação Natural

4 . Método de Elevação Artificial

5. Métodos por Elevação Artificial mais utilizado no Brasil

6. Referências Bibliográficas

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1. INTRODUÇÃO

Métodos de Elevação são utilizados para transportar determinado fluido de um ponto de maior pressão para o ponto de menor pressão. Estes subdividem-se em: natural e artificial.

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1.1. OBJETIVO

O trabalho apresentado tem por objetivo apresentar os principais métodos de elevação empregados na indústria petrolífera de extração.

2. MÉTODO DE ELEVAÇÃO

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Métodos de Elevação tem por objetivo deslocar determinado fluido de um ponto de maior pressão para um ponto de menor pressão através de controle manual ou automático.

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2.1. PRINCIPAIS MÉTODOS DE ELEVAÇÃO

Figura 1 – Elevação Natural

Fonte: OIL & GÁS, 2013. Fonte: GALP ENERGIA, 2011.

Figura 2 – Elevação Artificial BMH

Definição segundo LEONEZ (2011):

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3. MÉTODO DE ELEVAÇÃO NATURAL

“Quando o reservatório apresenta pressão suficiente para elevar esses fluídos até a superfície o poço é denominado surgente e produz por elevação natural.”

Figura 3 – Ocorrência de Elevação Natural

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3. MÉTODO DE ELEVAÇÃO NATURAL

Fonte: OIL & GÁS, 2013.

10Fonte: THOMAS, 2004.

3.1. PRINCIPIO DE FUNCIONAMENTOFigura 4 – Funcionamento do Método por Elevação Natural

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4. MÉTODO DE ELEVAÇÃO ARTIFICIAL

Definição segundo LEONEZ (2011):

“No caso do reservatório não possuir pressão suficiente para elevar esses fluidos até a superfície será utilizado métodos de elevação artificial.”

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4.1. PRINCIPAIS MÉTODOS

1. Gás Lift: Contínuo e Intermitente

2. Bombeio Centrífugo Submerso

3. Bombeio Mecânico com Haste

4. Bombeio por Cavidade Progressiva

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4.2. GÁS LIFT

Definição segundo THOMAS (2004):

“Esse método de elevação por ter um custo relativamente baixo para produzir em poços profundos, é bastante utilizado. ”

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4.3. PRINCIPAIS MÉTODOS

1. Gás Lift Contínuo 2. Gás Lift Intermitente

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4.3.1. Gás Lift Contínuo

Definição segundo LEONEZ (2011):

“O gás lift contínuo consiste na injeção de gás a alta pressão continuamente na coluna de produção, tendo como objetivo de gaseificar o fluido desde o ponto de injeção até a superfície. ”

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4.3.1. Gás Lift Contínuo

Figura 5 – Sistema de GLC

Fonte: Adaptações de SILVA, 2002.

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4.3.2. Gás Lift Intermitente

Definição segundo LEONEZ (2011):

“O gás lift intermitente é produzido através da injeção de gás a alta pressão, necessário para o deslocamento do petróleo a base das golfadas (fluxo para a superfície de forma inconstante).”

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4.3.2. Gás Lift Intermitente

Fonte: Adaptações de SILVA, 2002.

Figura 6 – Sistema de GLI

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4.3.3. Gás Lift Contínuo X Gás Lift Interminente

Quadro 1 – Comparativo entre GLC e GLI

Fonte: Adaptação de THOMAS (2004).

Gás Lift Contínuo Gás Lift Intermitente

Válvula com Pequena Abertura; Válvula com Abertura Rápida;

Não necessita de válvulas para controle de injeção de gás internamente;

Necessita de duas válvulas para controle de injeção do gás internamente a coluna de produção;

Controle de injeção feito somente na superfície

Controle de injeção realizado na subsuperfície e na superfície

Figura 7 – Sistema de Gás Lift

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4.3.4. Sistema de Gás Lift

Fonte: THOMAS, 2004.

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4.3.5. Vantagens e Desvantagens

Vantagens:

• Podendo ser utilizado em áreas de produção onshore e offshore;

• Utilizado para grandes teores de areia e razão gás – líquido (RGL);

• Baixo custo operacional;• Pode ser utilizado em poços direcionais;• Método mais utilizado na indústria petrolífera

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4.3.5. Vantagens e Desvantagens

Desvantagens:

• Só irá funcionar com a injeção de gás comprimido;• O gás a ser trabalhado não poderá ser corrosivo;• Não pode trabalhar com grande distância entre o

poço e os compressores que irão fornecer gás comprimido

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Fonte: Adaptações de SILVA, 2002.

4.4. BOMBEIO CENTRÍFUGO SUBMERSOFigura 8 – Sistema de Bombeio Centrífugo Submerso

Partes responsáveis pelo BCS

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4.4. BOMBEIO CENTRÍFUGO SUBMERSO

1. Quadro de Comandos2. Transformador3. Cabeça de Produção4. Caixa de Ventilação5. Válvula de Retenção6. Válvula de Drenagem

7. Bomba Centrífuga8. Admissão da Bomba9. Motor Elétrico 10. Protetor11. Cabo Elétrico

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4.4.1. Vantagens e Desvantagens

Vantagens:

• Trabalha com poços que produzam alto teor de água e baixa razão entre gás – óleo (RGO);

• Tem flexibilidade quanto sua utilização em variados tipos de poço;

• Produz poços com fluidos viscosos e com alta temperatura

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4.4.1. Vantagens e Desvantagens

Desvantagens:

• Não trabalha com poços que produzam areia;• Não é apropriado para poços que produzam H₂S;• Na retirada para manutenção da bomba é necessário

bastante cuidado com o cabo elétrico;• Há deposição de detritos na bomba

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Fonte: THOMAS, 2004.

4.5. BOMBEIO MECÂNICO COM HASTE

Figura 9 – Sistema por Elevação Artificial de BMH (Cavalo de Pau)

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4.5. BOMBEIO MECÂNICO COM HASTE

Partes responsáveis pelo BM

1. Bomba de Subsuperfície2. Coluna de Hastes3. Unidade de Bombeio4. Contrapesos5. Caixa de Redução6. Motor

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Figura 10 – Bomba de Subsuperfície

Fonte: Adaptações de SILVA, 2002.

4.5. BOMBEIO MECÂNICO COM HASTE

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4.5.1. Vantagens e Desvantagens

Vantagens:

• Utilizado em poços terrestres;• Utilizados em poço com médias vazões ou baixas

vazões e grandes profundidades;• Baixo custo operacional;• Pode trabalhar com fluidos de diferentes

composições químicas

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4.5.1. Vantagens e Desvantagens

Desvantagens:

• Não pode ser utilizado em poços direcionais;• Sua utilização não é apropriada para poços com alto

teor de areia;• Utilização não apropriada para poços com alto teor

de gás

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Fonte: LOPES, 2009.

4.6. BOMBEIO POR CAVIDADE PROGRESSIVA

Figura 11 – Sistema por Elevação Artificial de BCP

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4.6. BOMBEIO POR CAVIDADE PROGRESSIVA

Partes responsáveis pelo BCP

1. Cabeçote2. Motor 3. Quadro de Comandos4. Bomba de Subsuperfície5. Coluna de Hastes

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4.6.1. Vantagens e Desvantagens

Vantagens:

• Utilizado em poços com pequenas profundidades;• Trabalha com bombas por cavidade progressiva

imersas ao fluido em questão;• Possui dois acionamentos: um na superfície e outro

na subsuperfície;• Possui um sistema de freio mecânico para travar o

cabeçote caso haja uma parada no processo

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4.6.1. Vantagens e Desvantagens

Desvantagem:

• Possui uma limitação em relação a pressão que é formada na bomba por cavidade progressiva;

• Não pode trabalhar com poços direcionais; • Não é apropriado para trabalhar em poços com alta

produção de areia;• Não trabalha com poços em altas temperaturas

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Fonte: Adaptação de PETROBRÁS (2010).

5. MÉTODOS POR ELEVAÇÃO ARTIFICIAL MAIS UTILIZADO NO BRASIL

Tabela 1 – Principais Métodos de Elevação utilizados no Brasil

Método de Elevação Artificial Número de AplicaçõesSurgente 238

Gás Lift Contínuo 538Gás Lift Intermitente 543Bombeio Mecânico 5.849

Bombeio Centrífugo Submerso 278Bombeio por Cavidade Progressiva 898

Outros 130Total 8.474

• LEONEZ, R. C. L. Métodos de Elevação Utilizados na Engenharia de Petróleo: Uma Revisão de Literatura. Rio Grande do Norte, UFERSA, 2011.

• THOMAS, J. E. Fundamentos de engenharia de petróleo. 2. ed. Rio de Janeiro: Interciência, 2004.

• BEZERRA, M. V. Avaliação de Métodos de Elevação Artificial de Petróleo utilizando Conjuntos Nebulosos. São Paulo, Unicamp, 2002. Disponível em: <www.bibliotecadigital.unicamp.br>. Acesso em: 18 de mar de 2013.

• JUNIOR, E. Métodos de Elevação de Petróleo. 2012. Disponível em: <www.simonsen.br>. Acesso em: 10 de mar de 2013.

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REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS

• NUNES, J. S. Estudos, Modelagem e Simulação de Instalações de Produção de Petróleo no Simulador PIPESIM com ênfase na Otimização de “Gás Lift” Contínuo. UFES, Espírito Santo, 2008. Disponível em: <www.prh29.ufes.br>. Acesso em: 18 de mar de 2013.

• LOPES, J. P. A. P. Elevação Artificial. Rio Grande do Norte, UFRN, 2009. Disponível em: <dc340.4shared.com>. Acesso em: 25 de mar de 2013.

• SILVA, W. M.; SANTOS, J. C. Elevação Artificial em Poços de Petróleo. Sergipe, ETFSE, 2002.

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REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS