Elevação Natural

UNIFOR/MATER CHRISTIESPECIALIZAÇÃO EM ENGENHARIA DE PETRÓLEO

ELEVAÇÃO DE PETRÓLEO

“ELEVAÇÃO NATURAL”

EDUARDO GAGLIUFFI PERALTA

MOSSORÓ-RNAGOSTO/2008

ELEVAÇÃO NATURAL

� Os poços que produzem petróleo por elevação natural são denominados “poços surgentes”.

� A pressão estática do reservatório é suficiente para enviar os fluidos produzidos até as facilidades de produção.

� A pressão disponível no reservatório ésuficiente para vencer as perdas de pressão no meio poroso, na coluna de produção e na linha de produção.

� Caso a pressão disponível no reservatório seja superior àquela necessária para produzir a vazão desejada, acrescenta-se uma restrição ao fluxo na superfície.

ETAPAS DE FLUXO

� Fluxo no meio poroso: os fluidos escoam do reservatório até o fundo do poço.

� Fluxo na coluna de produção: os fluidos escoam desde o fundo do poço até a cabeça do poço.

� Fluxo na superfície: os fluidos escoam da cabeça do poço até as facilidades de produção.

ETAPAS DE FLUXO

ANÁLISE NODAL

CURVAS DE DEMANDA E OFERTACURVA DE OFERTA – PRESSÃO DISPONÍVEL

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CURVAS DE DEMANDA E OFERTA

q = 52,54 . k . h . (PR – Pwf)

µ . B . ln (re/rw)

q = vazão do líquido em condições padrão (m³/d)k = permeabilidade efetiva ao líquido (Darcy)h = espessura da formação produtora (m)PR = pressão estática do reservatório (kgf/cm²)Pwf = pressão de fundo (kgf/cm²)µ= viscosidade média do líquido (cP)B = fator volume de formação do líquidore = raio de drenagem do poço (m)rw = raio do poço (m)

FLUXO RADIAL PERMANENTE (dp/dt = 0)

CURVAS DE DEMANDA E OFERTACURVA DE DEMANDA – PRESSÃO REQUERIDA

QQ

PP

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QQ´́

PP22--7/87/8””

PP33--1/21/2””

PP44--1/21/2””

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PrPr

QmaxQmax

Pwf1Pwf1

Q1Q1

Pwf2Pwf2

Q2Q2

Em condições estáticas (Q = 0 b/d), a pressão exercida pela coluna de fluído se estabiliza alcançando um valor máximo igual a pressão do Reservatório ( Pr). No caso contrário, em condições teóricas, quando Pr = 0, a produção alcançada seria a máxima (Qmax).

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CURVAS DE DEMANDA E OFERTACURVA DE OFERTA

� A taxa máxima para pressão de fundo igual a zero é apenas uma consideração teórica, já que a mesma depende de:

• Profundidade de assentamento da bomba;

• Restrições mecânicas no fundo do poço;

• Taxas críticas (água, gás, areia, etc). Um drawdown (diferencial de pressão desde a Ps até a Pwf de produção) forte podeoriginar conificações de gás, influxo de água, produção deareia (sobretudo em areias não consolidadas), etc.

� À medida que a Pwf � 0, deve-se manusear maior quantidade de gás livre, sobretudo naquelas formações com pressões estáticas muito próximas ou inferiores à pressão de bolha (pressão na qual o gás começa a passar de estado dissolvido a gás livre).

CURVAS DE DEMANDA E OFERTACURVA DE OFERTA


QQ

PP

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��

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Q Q 22--7/87/8”” <<

PP22--7/87/8””

PP33--1/21/2””

PP44--1/21/2””

Q Q 33--1/21/2”” << Q Q 44--1/21/2””

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DEMANDA > OFERTA �� NECESSIDADE DE LEVANTAMENTO ARTIFICIAL

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∆∆∆∆Pbomba = PDP - PIP

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ÍNDICE DE PRODUTIVIDADE (IP)LINEAR

•• RelaRelaçção produão produçção ão –– Pressões de FundoPressões de Fundo•• Uma das primeiras aproximaUma das primeiras aproximaççõesões•• Somente se aplica Somente se aplica àà PwfPwf > Pb (Pressão de Bolha)> Pb (Pressão de Bolha)•• Pode ser utilizada se o corte de Pode ser utilizada se o corte de áágua for muito alto gua for muito alto (>95%)(>95%)

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IP = (Q2-Q1) / (Pwf1-Pwf2)

ÍNDICE DE PRODUTIVIDADE (IP)LINEAR

� Quando o gás livre está presente, o IP deixa de ser constante.� Diferentes modelos foram estudados para reproduzir o

comportamento do poço quando fluídos compressíveis são produzidos:– Pressão Estática de Formação sob a Pressão de Bolha

(Pr < Pb);– Baixo conteúdo de água (normalmente menor que 35%);– Considerável quantidade de gás (RGO > 50 m3/m3).

� O modelo matemático de Vogel é apropriado para estes casos:– Assume IP variável;– Condições de fluxo homogêneo.

IPRCURVA DE VOGEL

INFLOW PERFORMANCE RELATIONSHIP (IPR)CURVA DE VOGEL

• Gerada por Vogel, a partir das curvas de Wecher;• Permite construir a relação Q vs. P;• Aplicável a formações ou condições bifásicas;• Pressão de fundo (Pr) menor que a pressão de bolha.

Qo/Qmax = 1 - 0,2 x (Pwf/Pr) - 0,8 x (Pwf/Pr)2

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0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1

0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1

Qo / Qomax

Pw

f / P

r

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Para formações com Pr maior que a Pb (Pressão de Borbulha), o comportamento do fluxo é dado pela combinação da linha reta e a equação de Vogel.

PrPr

QmaxQmax

PbPb

QbQb

(IP x Pb) / 1,8

IP Constante IPR linha reta até (Qb,Pb)

Vogel

+ ��,

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INFLOW PERFORMANCE RELATIONSHIP (IPR)CÁLCULO DO IP

4��5∆∆ ��66��∆∆ �� ∆∆ 7��7��! %��& ��! %��& ��

88 ��99"�� 5"�� 5

��

��

Pr - Pb + Pb ( 1 - 0,2(Pwf/Pb) -0,8(Pwf/Pb)2 )1,8

J = Q

�" ��* �-#

�" ��.��-#

EXERCÍCIOS (1)

DADOS:

Considerando a seguinte curva IPR

DETERMINAR:Qual será o valor de:• Pr, Pb, Qb, IP, Qmax

CURVAS DE OFERTA NO FUNDO DO POÇO

0

500

1000

1500

2000

2500

0 20 40 60 80 100 120 140 160 180

ql (bpd)

Pw

f(lp

c)

IPR Real

IPR Ideal

IPR Futura

Pwf Teste

DADOS:

Pr = 4000 lpcPb = 3000 lpcIP = 2,0 b/d / lpc

Dicas:• Observe que Pr > Pb.• Lembre-se que o ponto (Qb, Pb)se encontra entre o comportamento linear e a curva de Vogel.

CALCULAR:

1. Qb2. Qmax (Vogel)3. Utilizando Vogel, calcularQ para as seguintes PwfPwf = 0, 500, 1000, 1500,2000, 2500, 3000,3500 e 4000 lpc

4. Mostrar resultados atravésde gráficos.5. Resolva novamente 3 e 4 assumindo linha reta.

6. Qual é a diferença entre os “Qmáximos”?

EXERCÍCIOS (2)

/�/+ 0,

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<��5' * ��"��=��5

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0

500

1000

1500

2000

2500

0 200 400 600 800 1000 1200

ql (bpd)

Pw

f (lp

c)

EXERCÍCIOS (3)

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0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

0 100 200 300 400 500 600 700

ql (bpd)

Pw

f(lp

c)

EXERCÍCIOS (4)

IPR COMPOSTA

Fração de Petróleofo :Conteúdo de Águafw :

m³pd/kPabpd/psiÍndice de Produtividade (água)IPw :

m3/diaBls/diaMáxima Produção de PetróleoQomax:

m3/diaBls/diaProdução de ÁguaQw :

kPaPsiPressão de Fundo Pwf :kPaPsiPressão Estática da FormaçãoPr :

m3/diaBls/diaProdução na superfícieQ :Ondem3/diaBls/diaProdução de PetróleoQo :

MétricoImperial

( )[ ]��

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��

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��

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��

�−��

��

�−⋅+−⋅=

2

r

wf

r

wfmaxowfrww P

P8.0

P

P2.01QofPPPIfQ

Equação Geral

IPR COMPOSTA5% Água

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��444��(

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GUIA DE SELEÇÃO

��Conteúdo de água

��Pressão de Bolha

��Vazão (Produção)

��Pressão de Fundo

��Pressão Estática da Formação

Mínimos dados requeridosNãoNãoSimPoços de água / metano

Poços com ÁguaSimSimNãoSaturado

NãoNãoSimBaixo-saturado

qualquerqualquer< 50 RGO

Poços de Petróleo0% a 100%< 35%> 95%BSW

CompostaVogelLinear

FLUXO NA COLUNA DE PRODUÇÃO

� O gradiente de pressão dentro da coluna de produção quando em fluxo é o resultado da soma de três parcelas.

Fluxo monofásico

REGIME DE FLUXO VERTICAL MULTIFÁSICO

Bolha Golfada Transição Anular -nevoeiro

GRADIENTE DE PRESSÃO NA COLUNA DE PRODUÇÃO

COLUNA DE PRODUÇÃOEFEITO DO DIÂMETRO DA COLUNA DE PRODUÇÃO NA CURVA DE GRADIENTE DE PRESSÃO

COLUNA DE PRODUÇÃOEFEITO DA VAZÃO DE PRODUÇÃO NA CURVA DE GRADIENTE DE PRESSÃO

COLUNA DE PRODUÇÃOEFEITO DA RGL NA CURVA DE GRADIENTE DE PRESSÃO

COLUNA DE PRODUÇÃOEFEITO DA DENSIDADE NA CURVA DE GRADIENTE DE PRESSÃO

COLUNA DE PRODUÇÃOEFEITO DA RAO NA CURVA DE GRADIENTE DE PRESSÃO

COLUNA DE PRODUÇÃOEFEITO DA VISCOSIDADE NA CURVA DE GRADIENTE DE PRESSÃO

FLUXO NA LINHA DE PRODUÇÃO

� Corresponde ao deslocamento dos fluidos produzidos desde a cabeça do poço até o separador de gás.

� A pressão necessária na cabeça do poço deve ser suficiente para vencer as seguintes perdas de cargas:

• Perdas por fricção.

• Perdas devido aceleração dos fluidos.

• Perdas com elevação (diferença de cotas).

• Pressão do separador.

• Perdas em restrições de superfície.

REGIME DE FLUXO HORIZONTAL MULTIFÁSICO

CLASSIFICAÇÃO BEGGS & BRILL

LINHA DE PRODUÇÃOEFEITO DA VAZÃO DE PRODUÇÃO NA CURVA DE GRADIENTE DE PRESSÃO

LINHA DE PRODUÇÃOEFEITO DA RGL NA CURVA DE GRADIENTE DE PRESSÃO

LINHA DE PRODUÇÃOEFEITO DO DIÂMETRO DA LINHA DE PRODUÇÃO NA CURVA DE GRADIENTE DE PRESSÃO

LINHA DE PRODUÇÃOEFEITO DA VISCOSIDADE NA CURVA DE GRADIENTE DE PRESSÃO

PERFIL DAS PRESSÕES

�� 2��

3�

��

��

��

�- �

��

∆∆∆∆Ppump = PDP - PIP

�� ,

�� ,

�� +��

FLUXO ATRAVÉS DO CHOKE

� Os principais motivos pelos quais não é desejável produzir em poço na vazão máxima são:

• Manter uma contrapressão sobre a formação de modo a evitar a entrada de areia no poço.

• Evitar formação de cone de gás.

• Evitar formação de cone de água.

• Produzir o reservatório na vazão mais recomendada de modo a maximizar a produção acumulada por surgência.

• Proteger o equipamento de superfície, dimensionado para menores pressões.

CHOKE AJUSTÁVEL

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Elevação Natural