MÉTODOS DE ELEVAÇÃO ARTIFICIAL PARA POÇOS DE … · Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CEP/CT/UFRN 2017.1 Felipe Cabral de Oliveira ii Felipe Cabral

UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE

CENTRO DE TECNOLOGIA

CURSO DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE PETRÓLEO

ENGENHARIA DE PETRÓLEO

MÉTODOS DE ELEVAÇÃO ARTIFICIAL PARA POÇOS DE SAGD

Felipe Cabral de Oliveira

Novembro 2017

NATAL, RN

Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CEP/CT/UFRN 2017.1

ii Felipe Cabral de Oliveira

Felipe Cabral de Oliveira

MÉTODOS DE ELEVAÇÃO ARTIFICIAL PARA POÇOS DE SAGD

Trabalho apresentado ao Curso de

Engenharia de Petróleo da Universidade

Federal do Rio Grande do Norte como

requisito parcial para a obtenção do título

de Engenheiro de Petróleo.

Orientador: Dr. Rutácio de Oliveira Costa

Novembro 2017

NATAL, RN


iii Felipe Cabral de Oliveira

AGRADECIMENTOS

Agradeço a minha família, em especial meu pai, minha mãe e minha irmã, por todo

apoio, carinho, incentivo, disponibilidade e por estarem sempre dispostos a se sacrificar por

mim.

Ao meu orientador, Rutácio de Oliveira Costa, pelo ensinamento, atenção, apoio e

orientação, estando sempre disponível para ajudar.

Aos meus muito amigos, por sempre estarem presentes e me apoiarem ao longo das

decisões tomadas.

Aos professores do Departamento de Engenharia de Petróleo e aos professores da Escola

de Ciências e Tecnologia, por todo o conhecimento passado.


iv Felipe Cabral de Oliveira

OLIVEIRA, Felipe Cabral de. Métodos de elevação artificial para poços de SAGD. 2017. 34

f. TCC (Graduação) - Curso de Engenharia de Petróleo, Universidade Federal do Rio Grande

do Norte, Natal, Brasil, 2017.

RESUMO

___________________________________________________________________________

Está claro que com o passar do tempo os recursos de hidrocarbonetos não convencionais

desempenharão um papel cada vez mais importante em atender a demanda de energia regional

e, em alguns casos, global. Um desses recursos não convencionais e que é considerado por

muitos como sendo uma importante nova fonte de energia que ajudará a atender as crescentes

demandas mundiais são as reservas canadenses de areias betuminosas. Acredita-se que as areias

betuminosas canadenses contenham cerca de 300 bilhões de barris de óleo, onde cerca de 170

bilhões destes são considerados recuperáveis com a tecnologia atual. Existem dois métodos de

produção nelas, sendo eles mineração a céu aberto e produção in situ, todavia a mineração é

viável apenas em 20% das reservas devido às suas limitações, enquanto os 80% restantes são

explorados utilizando formas de produção in situ, mais especificamente o método de produção

conhecido como SAGD. Esse trabalho tem como objetivo realizar um estudo por meio de

revisão bibliográfica, avaliando qualitativamente os métodos de elevação que podem ser

utilizados a partir da aplicação do SAGD nos poços canadenses de areias betuminosas, sendo

eles: Gas Lift, bombeio centrífugo submerso e bombeio por cavidades progressivas. Mostrando

suas vantagens e desvantagens, além de descrever em quais situações cada método de elevação

deve ser utilizado.

Palavras-Chaves: Areias Betuminosas, SAGD, Elevação Artificial.

Orientador: Profª. Drª. Rutácio de Oliveira Costa


v Felipe Cabral de Oliveira

OLIVEIRA, Felipe Cabral de. Métodos de elevação artificial para poços de SAGD. 2017. 34

f. TCC (Graduação) - Curso de Engenharia de Petróleo, Universidade Federal do Rio Grande

do Norte, Natal, Brasil, 2017.

ABSTRACT

__________________________________________________________________________

It is clear that as time goes by the unconventional hydrocarbon resources will play an important

role in meeting the regional and global energy demand. One of the unconventional resources

and that is also considered by many as being an important new energy source that will help

meeting the world’s growing demands is the Canadian oil sands. It is believed that the they

contain about 300 billion barrels of oil with about 170 billion barrels being recoverable with

existing technology. There are two methods of production in oil sands, which are surface mining

and in situ production, while the surface mining is only viable in about 20% of the oil sands

resources, the other 80% are explored using methods of in situ production, more specifically

the SAGD. This work aims to conduct a study through a bibliographic review, qualitatively

evaluating the artificial lift methods that can be used after the application of SAGD in the

Canadian oil sands, such as: Gas Lift, electric submersible pump and progressive cavity

pumping system. Showing their advantages and disadvantages and describing in which

situations each lift method should be used.

Keywords: Oil sands, SAGD, Artificial Lift.

Tutor: Profª. Drª. Rutácio de Oliveira Costa


vi Felipe Cabral de Oliveira

SUMÁRIO

1 INTRODUÇÃO .................................................................................................... 1

1.1 PERTURBAÇÃO DO SOLO ...................................................................................... 2

1.2 QUANTIDADE E QUALIDADE DE ÁGUA ................................................................. 3

1.3 LAGOAS DE REJEITOS .......................................................................................... 3

1.4 EMISSÃO DE GASES DE EFEITO ESTUFA ............................................................... 4

2 ASPECTOS TEÓRICOS ..................................................................................... 5

2.1 MINERAÇÃO ........................................................................................................ 5

2.2 PRODUÇÃO IN SITU .............................................................................................. 6

3 MATERIAIS E MÉTODOS .............................................................................. 10

3.1 GAS LIFT ............................................................................................................ 10

3.2 BOMBEIO CENTRÍFUGO SUBMERSO ................................................................... 13

3.3 BOMBEIO POR CAVIDADES PROGRESSIVAS ........................................................ 15

4 RESULTADOS E DISCUSSÕES...................................................................... 19

4.1 GAS LIFT ............................................................................................................ 19

4.2 BOMBEIO CENTRÍFUGO SUBMERSO ................................................................... 20

4.3 BOMBEIO POR CAVIDADES PROGRESSIVAS ........................................................ 23

5 CONCLUSÕES ................................................................................................... 25

6 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ............................................................. 26


vii Felipe Cabral de Oliveira

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1.1 – Areias betuminosas ................................................................................................ 1

Figura 1.2 – Emissão de Gases de Efeito Estufa por País e Industria ........................................ 4

Figura 2.1 – Mineração nas Areias betuminosas ........................................................................ 6

Figura 2.2 – Representação do Procedimento de SAGD............................................................ 7

Figura 2.3 – Interior da Câmara de Vapor .................................................................................. 8

Figura 3.1 – Poço regular produzindo por GLC ....................................................................... 11

Figura 3.2 – Esquemático do sistema de Gas Lift em poços de SAGD ................................... 12

Figura 3.3 – Exemplo de bomba centrífuga submersa ............................................................. 13

Figura 3.4 – Operação de SAGD da Suncor ............................................................................. 14

Figura 3.5 - Exemplo de bomba de cavidades progressivas ..................................................... 16

Figura 3.6 – Sistema de BCP convencional ............................................................................. 17

Figura 3.7 – Sistema de BCP metálico ..................................................................................... 18

Figura 4.1 – Relação entre temperatura x pressão do vapor ..................................................... 22

Figura 4.2 – Variable Speed Drive ........................................................................................... 23

LISTA DE TABELAS

Tabela 1 – Classificação Grau API............................................................................................. 2


1 Felipe Cabral de Oliveira

1 INTRODUÇÃO

De acordo com ROBSON (2011), está claro que com o passar do tempo os recursos de

hidrocarbonetos não convencionais desempenharão um papel cada vez mais importante em

atender a demanda de energia regional e, em alguns casos, global.

Um desses recursos não convencionais e que é considerado por muitos como sendo uma

importante nova fonte de energia que ajudará a atender as crescentes demandas mundiais são

as reservas canadenses de areias betuminosas (Figura 1.1), que são uma mistura de areia, água,

argila e betume, onde o betume é um óleo que é muito pesado ou grosso para fluir ou ser

bombeado sem que primeiramente haja uma diluição ou aquecimento do mesmo, devido ao fato

de possuir um grau API de 8 a 12 (Tabela 1), tornando-o um óleo pesado ou extrapesado.

Acredita-se que as areias betuminosas canadenses contenham cerca de 300 bilhões de barris

de óleo, onde cerca de 170 bilhões destes são considerados recuperáveis com a tecnologia atual.

Figura 1.1 – Areias betuminosas

Fonte: GAVIRIA et al., 2007, p. 12.



Tabela 1 – Classificação Grau API

Fonte: Elaborado pelo Autor

Existem dois métodos de produção nos campos de areias betuminosas, sendo eles:

mineração e produção in situ. Onde a mineração, por possuir restrições com relação a

profundidade em que pode ser utilizada, só pode ser utilizada em cerca de 20% dos campos,

enquanto o método de produção in situ, mais especificamente o Steam Assisted Gravity

Drainage (SAGD), é utilizado nos outros 80%, tornando-o o método de recuperação

suplementar mais utilizado nos campos de areias betuminosas.

De acordo com ROBSON (2011) existem quatro grandes impactos ambientais relacionados

a exploração das areias betuminosas, que são: Perturbação do solo; quantidade e qualidade de

água; lagoas de rejeitos e emissão de gases de efeito estufa.

1.1 Perturbação do Solo

São utilizadas imagens de satélite, jornalismo fotográfico e documentários para descrever a

escala e / ou natureza destrutiva do desenvolvimento dos campos de areias betuminosas. O

método de mineração limpa a terra e removem a camada de terra acima do betume, expondo-o,

além de ocasionar um desenvolvimento de uma lagoa de rejeitos. Por outro lado, a extração in

situ perturba apenas cerca de 10% da área de um campo que utiliza mineração, tornando este

método menos prejudicial ao meio ambiente.

O governo de Alberta requer que as empresas, ao finalizarem suas operações em

determinado campo, retornem a terra à um estado que seja tão bom quanto ou melhor do que

ela estava originalmente.



1.2 Quantidade e Qualidade de água

Tanto no processo de extração na mineração quanto na geração de vapor para a produção

in situ, a água é fundamental em todos os aspectos da produção do betume. Sendo assim,

necessita-se, em média, de cerca de 8 barris de água doce por barril de petróleo sintético (cerca

de metade desta água é reciclada das lagoas de rejeitos), e o rio Athabasca é a principal fonte

de da qual ela é retirada. As remoções de água do rio Athabasca são reguladas por um quadro

de gestão do governo e, no futuro, as empresas podem ser obrigadas a construir instalações de

armazenamento de água para uso durante os meses de inverno, onde há um menor nível de água

no rio.

As operações in situ exigem cerca de um barril de água para produzir um barril de betume,

além disso, a maior parte das operações in situ utilizam água salina subterrânea de baixa

qualidade, a qual não é utilizada para fins domésticos ou outros fins industriais. Além disso, até

90% da água recuperada dos poços durante as operações de produção é reciclada para os

geradores de vapor, resultando em uma redução na necessidade de água que seria retirada do

rio.

1.3 Lagoas de Rejeitos

As lagoas de rejeitos fornecem várias funções importantes para todas as operações de

mineração devido ao fato de que elas sejam um repositório para o material de resíduos da

separação do betume, água, areia, argila, além de pequenas quantidades de betume residual das

operações de processamento. Em uma lagoa devidamente trabalhada, a água sobe para o topo,

enquanto o material mais pesado cai para o fundo e no meio gera-se uma camada de partículas

de argila suspensas na coluna de água. Essas lagoas são dimensionadas para proporcionar um

tempo de retenção suficiente para que os efluentes direcionados até lá possam ser tratados até

o ponto em que possam cumprir os regulamentos estabelecidos pelo governo.



1.4 Emissão de Gases de Efeito Estufa

Inicialmente, o Canadá não cumpria com suas obrigações com relação ao Protocolo de

Kyoto e ao Acordo de Copenhague, para poder continuar a desenvolver as areias betuminosas.

Mesmo assim, a participação do Canadá nas emissões globais de gases de efeito estufa (GEE)

é de 2%, sendo apenas 5% dessas emissões provenientes das areias betuminosas, ou seja, cerca

de apenas 0,01% das emissões globais (Figura 1.2). Além disso, Alberta implementou

regulamentações em 2007 exigindo que todas as instalações que estivessem emitindo mais de

100 mil toneladas de 𝐶𝑂2𝑒 reduzissem a intensidade da sua produção de carbono em 12%.

Empresas que fossem incapazes de seguir estes termos teriam que contribuir com um fundo de

tecnologia cujo objetivo era investir em tecnologias que iriam tornar a produção de óleo e gás

de Alberta menos poluentes.

Figura 1.2 – Emissão de Gases de Efeito Estufa por País e Industria

Fonte: ROBSON, 2011, p. 15.



2 ASPECTOS TEÓRICOS

Nos aspectos teóricos serão apresentados os dois métodos diferentes de produção de óleo

das areias betuminosas, que, como mencionados anteriormente, são conhecidos como

mineração e produção in situ.

2.1 Mineração

De acordo com ROBSON (2011) e GAVIRIA et al. (2007) o método de mineração a céu

aberto(Figura 2.1) é semelhante a muitas operações de mineração de carvão, ou seja, as areias

betuminosas são colhidas por meio de pás e são armazenadas em caminhões para que depois

sejam transportadas para trituradores, onde os grandes cachos de terra são quebrados. Essa

mistura então é diluída com água e transportada para uma planta, onde o betume é separado dos

outros componentes e modificado para criar o óleo sintético. Todavia, a mineração é viável

apenas quando o betume está em uma profundidade máxima de 61 metros , o que é uma

profundidade muito pequena, tornando a maior parte do betume inalcançável por meio deste

método, pois está em uma profundidade muito grande para que possa ser minerado.

Consequentemente, apenas 20% das reservas são mineradas, enquanto o restante de 80% será

explorado utilizando formas de produção in situ, para poder trazer o betume até a superfície.



Figura 2.1 – Mineração nas Areias betuminosas


2.2 Produção In Situ

O método mais comum de recuperação in situ é o Steam Assisted Gravity Drainage que é

frequentemente referido pelo seu acrônimo, SAGD. De acordo com ROBSON (2011) e

GAVIRIA et al. (2007), o SAGD utiliza dois poços perfurados horizontalmente dentro do fundo

da camada de betume, sendo um poço localizado a 5 metros do poço inferior (Figura 2.2), além

de possuir, geralmente, um comprimento de 500 a 1200 metros. O vapor é injetado pelo poço

de cima, enquanto o poço produz pelo de baixo.



Figura 2.2 – Representação do Procedimento de SAGD


O processo não é cíclico, ou seja, o vapor é injetado continuamente enquanto o fluido é

produzido. Ao redor e acima do poço injetor, uma câmara de vapor cresce (Figura 2.3), o vapor

injetado flui para dentro dessa câmara e, eventualmente, sua borda entra em contato com o

betume. O vapor, em seguida, libera seu calor latente para aquecer o betume, fazendo com que

a temperatura do óleo se eleve, diminuindo sua viscosidade e fazendo com que esse óleo flua

em direção ao poço inferior devido à ação da gravidade.



Figura 2.3 – Interior da Câmara de Vapor


A qualidade do vapor injetado deve ser o mais alto possível na formação, porque

qualquer condensado que esteja formado no fluído injetado irá cair pelo efeito da gravidade, o

que seria um problema, pois não seria possível entregar uma quantia de calor significativa para

aquecer o betume.

Para dar início à câmara de vapor é necessário circular vapor pelos dois poços, e essa

etapa pode durar em média 3 meses, mas pode durar mais em alguns casos, para poder aquecer

a formação suficientemente para que haja o fluxo entre os 2 poços. Depois que esta temperatura

do betume está alta o suficiente, o poço produtor é então alternado para o modo de produção do

método SAGD. A eficiência econômica do SAGD é ditada pelo uso de gás natural e pelo

tratamento e reutilização da água utilizada.

A atividade mais cara neste método é a geração de vapor, e a eficiência térmica é medida

pela relação cumulativa de vapor e óleo (cSOR), onde quanto maior for o cSOR, maior será o

uso de vapor, o que significa que mais gás natural será queimado por volume de betume



produzido, o que gera, consequentemente, um processo menos econômico. Consequentemente,

quanto menor o valor de cSOR, menor será a quantidade de vapor por unidade de volume de

betume produzido, ou seja, um processo mais econômico.

As principais características que influenciam para que uma operação de SAGD seja

bem-sucedida são as propriedades do reservatório e a geologia. Projetos que tem como objetivo

utilizar o SAGD devem ser áreas de reservatório com espessura média de 15 metros, possuindo

uma boa comunicação vertical e sem zonas de perda de circulação.

As operações de SAGD são comprometidas principalmente pela falta de vapor, mas

também por longos desligamentos da caldeira e pela perda de injetores confinados ainda no

início do processo, o que pode causar na separação de uma grande área de perfuração temporária

em pedaços menores. Por fim, enquanto a câmara de vapor puder crescer, a recuperação final

de uma operação de SAGD pode ser esperada na ordem de 60 a 70%



3 MATERIAIS E MÉTODOS

O trabalho tem como objetivo realizar um estudo por meio de revisão bibliográfica,

avaliando qualitativamente os métodos de elevação artificial que podem ser utilizados a partir

da aplicação do SAGD nos poços canadenses de areias betuminosas, sendo eles: Gas Lift,

bombeio centrífugo submerso e bombeio por cavidades progressivas. Mostrando suas

vantagens e desvantagens, além de descrever em quais situações cada método de elevação deve

ser utilizado.

Vale salientar que o método de bombeio mecânico não é utilizado na produção de areias

betuminosas devido à alta produção de areia, tornando-o inviável. Além disso, os métodos que

serão explicados a seguir ainda estão sendo testados e aprimorados com o desenvolvimento de

novas tecnologias, visando cada vez mais o aumento da atuação nos campos de areias

betuminosas.

3.1 Gas Lift

Nos poços que utilizam o SAGD, um dos métodos de elevação artificial utilizado é

conhecido como Gas Lift Contínuo (Figura 3.1), que consiste, basicamente, na injeção de gás

continuamente em um determinado ponto da coluna de produção para gaseificar a coluna,

diminuindo a densidade do fluido.



Figura 3.1 – Poço regular produzindo por GLC

Fonte: MAITELLI, 2010, p. 58.

De acordo com HANDFIELD et al. (2009) a configuração de completação de Gas Lift para

poços que utilizam o SAGD são únicas. As válvulas e mandris de gas lift convencionais com

um packer (instalação semifechada) não podem ser utilizadas devido às temperaturas extremas

no fundo do poço.

Semelhante à maioria das operações de SAGD, o poço produtor é projetado com tubos

duplos (Figura 3.2) para permitir maior flexibilidade operacional, possuindo um design de

tubulação paralela chamado de heel (curto) e toe (longo). Uma coluna adicional foi utilizada

paralelamente à tubulação toe para abrigar a instrumentação necessária para medição ao longo

da seção horizontal do poço. Foi instalado um flexitubo junto das válvulas de gas lift

concentricamente à coluna de produção indo até um pouco acima da seção horizontal. Um tubo

de bolha foi combinado com o flexitubo da coluna heel para poder medir a pressão de fundo. E



um gás de proteção é colocado no anular da seção vertical do poço para isolar termicamente os

tubulares de produção e o revestimento, para uma maior integridade do poço.

Figura 3.2 – Esquemático do sistema de Gas Lift em poços de SAGD

Fonte: HANDFIELD et al., 2009, p. 3.

Ao injetar gás no tubo de produção, a densidade do fluido é reduzida, diminuindo a pressão

de fundo na parte inferior da tubulação. Quando a pressão do reservatório é reduzida, a vazão

também é reduzida significativamente. Essa redução de pressão se dá devido as características

da formação, mais especificamente por causa de zonas de perda de circulação, pois elas

geralmente estão abaixo da pressão da câmara de vapor, fazendo com que sua pressão seja

reduzida.

Uma forma de voltar a subir a produção seria o aumento da taxa de injeção, todavia ela só

será efetiva até certo ponto, fazendo com que após esse valor o aumento de injeção diminua a

produção, causando instabilidades na mesma.



3.2 Bombeio Centrífugo Submerso

No bombeio centrífugo submerso (BCS) (Figura 3.3), o fluido é elevado pelo aumento de

pressão de fundo, por meio de uma bomba centrífuga de múltiplos estágios que transmite

energia ao fluido pelo incremento de pressão, elevando-o à superfície. Esse motor converte

energia elétrica provinda dos cabos ligados à rede elétrica na superfície, convertendo-a em

energia mecânica para então transmiti-la em forma de pressão ao fluido.

Figura 3.3 – Exemplo de bomba centrífuga submersa

Fonte: COSTA, Rutácio. 2008, p.5

De acordo com GAVIRIA et al. (2007), a empresa Suncor (Figura 3.4) investe

fortemente no desenvolvimento deste método visando em sua aplicabilidade no SAGD, tendo

seu primeiro sistema de BCS montado em junho de 2005, suportando uma temperatura máxima

de 218ºC. Desde então, eles vêm utilizando este método em cerca de 80% de seus poços,

enquanto os outros 20% produzem pelo fluxo natural do SAGD. Com o aprimoramento de suas



tecnologias, os equipamentos de BCS passaram a possuir bomba cujo tamanho e capacidade

foram de 1000 m³/d até 2500 m³/d, o que também ocasionou em um aumento no tamanho do

motor, indo de 150 HP até 250 HP.

Geralmente, o BCS é instalado após a produção por meio de gas lift, até que a pressão

da câmara de pressão diminua até o ponto em que gas lift não é mais efetivo, e também há uma

queda da temperatura de fundo até o valor limite do BCS (218°C), sendo está temperatura

referente à temperatura interna do motor.

Figura 3.4 – Operação de SAGD da Suncor


Existem alguns desafios no uso de BCS em poços que utilizam SAGD, no geral, sabe-

se que a expectativa de vida e o desempenho serão severamente diminuídos caso sejam

instalados em poços cuja temperatura no fundo do poço seja superior a 150ºC e quando a

geometria e outras condições do poço como alto teor de vapor estão presentes.



Mais especificamente, os equipamentos de BCS que foram instalados nos campos de

Firebat pela empresa Suncor estão sujeitos, entre outros, aos seguintes desafios:

• Temperaturas extremas;

• Ciclo de temperatura;

• Geometria do poço (desvio do poço e deflexão do equipamento);

• Altas taxas de produção;

• Alto corte de água.

3.3 Bombeio por Cavidades Progressivas

Tanto o design (Figura 3.5) quanto a operação do método de bombeio por cavidades

progressivas (BCP) se dão de maneira bem simples, sendo a bomba composta por duas partes:

o estator e o rotor. O estator tem um perfil helicoidal duplo e o rotor, que gira dentro do estator,

tem um perfil helicoidal único projetado girar dentro do estator, fazendo com que sua

movimentação axial crie cavidades progressivas que fazem com que o fluído se desloque no

sentido da sucção para o recalque da bomba, promovendo a ação do bombeio.



Figura 3.5 - Exemplo de bomba de cavidades progressivas

Fonte: COSTA, Rutácio. 2008, p.4.

Segundo ARYSTANBAY et al. (2011), uma das maiores dificuldades para o sistema de

SAGD é encontrar um método de elevação artificial que permita a produção de óleo bruto

altamente viscoso a altas temperaturas de operação (acima de 160°C), portanto passou a ser

necessário o investimento em um método que lidasse melhor com tais condições.

O sistema de BCP tinha um problema relacionado ao seu estator elastomérico, pois eles

possuem uma utilização limitada para temperaturas de até 120°C, quando utiliza-se elastômeros

convencionais, ou para temperaturas de até 160°C, quando utiliza-se elastômeros especiais,

tornando necessário o desenvolvimento de uma tecnologia de BCP metálica que fosse capaz de

aguentar as altas temperaturas requeridas na utilização de SAGD.

O sistema de BCP convencional possui um estator com um perfil helicoidal feito de

elastômero e colado em um tubo metálico externo (Figura 3.6), onde o rotor se encaixa no

estator com interferência.



Figura 3.6 – Sistema de BCP convencional

Fonte: ARYSTANBAY et al., 2011, p. 2.

Por outro lado, o BCP de metal possui um estator totalmente metálico e,

consequentemente, capaz de líder com temperaturas muito altas (Figura 3.7). Além disso, o

rotor se encaixa no estator com folga de projeto. Tanto o rotor quanto o estator são

especialmente revestidos para aturar altas temperaturas e aumentar sua resistência ao desgaste,

todavia o rotor serve como um elemento sacrificial. Mesmo que o BCP metálico não possua o

mesmo ajuste de interferência entre o rotor e o estator como o BCP convencional, a sua

eficiência ainda é adequada devido ao fato de que o encaixe pode ser ajustado precisamente

durante sua fabricação.



Figura 3.7 – Sistema de BCP metálico

Fonte: ARYSTANBAY et al., 2011, p. 2.



4 RESULTADOS E DISCUSSÕES

4.1 Gas Lift

Segundo HANDFIELD et al. (2009) a maioria dos gases de elevação entram no fluxo

de produção do poço através das aberturas nos tubos ou bocais, que, caso não estejam

propriamente dimensionados, podem resultar em problemas operacionais como golfadas de

fluido/gás e instabilidades de pressão que afetam negativamente a eficiência geral do sistema

de elevação. A principal recomendação para evitar que isso ocorra é que a área do fluxo total

para passagem continua de gás no final da coluna de injeção de gás deve ser de 20 a 25 mm².

Flutuações de pressão na cabeça do poço maiores que 350 kPa são consideradas

escoamento em golfadas, enquanto pressões menores que esta podem ser esperadas em

operações normais.

Durante a operação do poço, o escoamento em golfadas pode ser minimizado de duas

formas, sendo elas:

• Ajuste da contrapressão no poço;

• Ajuste da taxa de injeção de gás de elevação.

No início da vida produtiva de poços que utilizam SAGD, a produção é tipicamente

ajustada para garantir que o alvo se mantenha sub-resfriado. E a medida que o poço amadurece

e as taxas de injeção de vapor são otimizadas, a contrapressão diminui ou é eliminada, e a

estabilidade do fluxo geralmente melhora. Nos casos em que a contrapressão não pode mais ser

reduzida por causa de restrições operacionais ou caso a válvula de contrapressão já esteja

completamente aberta, um aumento na injeção de gás de elevação pode ter efeitos similares.

As recomendações gerais de HANDFIELD et al. (2009) ao utilizar o método de Gas Lift

em poços de SAGD são:

• Tamanho e dimensionamento adequado podem não ser essenciais quando a alta

pressão do reservatório está disponível para ajudar com a elevação, todavia pode ter

uma importância maior em baixas pressões para garantir um fluxo estável;

• Após a circulação, garantir que o flexitubo está devidamente vedado, ou, se possível,

instalar o flexitubo após o período de circulação para evitar danos;

• Instalação das válvulas de contrapressão no flexitubo pode mitigar os problemas de

tamponamento na inicialização e nos seguintes períodos de desligamento do poço;



• A rotina de coleta de dados em uma pequena escala de tempo (segundos, por exemplo)

é essencial para entender e avaliar a performance do sistema de gas lift.

4.2 Bombeio Centrífugo Submerso

Operar bombas de BCS em poços de SAGD com alta temperatura de fundo (acima de

150ºC) tem muitos desafios, pois isso também aumenta a temperatura operacional, lembrando

que a definição de temperatura operacional seria: “A temperatura interna dos componentes

presentes no sistema de BCS”, que é, geralmente, mais elevada que a temperatura dos fluídos

produzidos.

De acordo com GAVIRIA et al. (2007), com o aumento da temperatura operacional, os

seguintes fatores passam a ser considerados:

• Expansão térmica dos materiais utilizados no sistema de BCS;

• O óleo do motor deve ser capaz de manter sua força dielétrica e propriedades

lubrificantes mesmo em condições de temperatura elevadas;

• Os elastômeros utilizados em um sistema convencional de BCS podem tornar-se muito

frágeis, levando a perda de suas propriedades;

• Materiais isolantes do cabo e os fios magnéticos também são propensos a um grau e

taxa de degradação mais elevada, o que pode encurtar a vida útil do equipamento;

• A extensão do cabo do motor deve aguentar a temperatura do fluído produzido, além do

aumento de temperatura causado pelo calor gasto pelo equipamento;

• O motor irá causar um aquecimento do fluido, que irá rodear o cabo até o ponto superior

de entrada;

O desempenho das bombas centrífugas é afetado pelo teor de gás livre presente nos fluidos

que estão entrando na bomba. O gás livre presente no impelidor do primeiro estágio ocupa o

espaço útil e restringe a eficiência volumétrica da bomba, resultando em um declínio na

produção esperada por causa da redução do desempenho da mesma. Além disso, caso o

impelidor seja completamente preenchido de gás, ocorre o fenômeno conhecido como gas lock,

fazendo com que nenhum fluido entre ou saia da bomba, causando, consequentemente, o

bloqueio da mesma (não chega a causar falha no equipamento, todavia se a bomba não funciona,

todo o sistema de bombeamento passa a ser inútil).



Vale salientar que a categoria da bomba centrífuga utilizada afeta a capacidade de lidar com

gás livre, onde a bomba de fluxo radial é capaz de suportar de 10 a 15% de gás livre por volume

e a bomba de fluxo misto é capaz de suportar de 15 a 25% de gás livre por volume da bomba.

Quando o valor de gás livre estimado na entrada da bomba é maior que o valor que o tipo de

bomba (fluxo radial ou misto) é capaz de suportar, deve-se utilizar um separador de gás.

Os óleos viscosos produzidos nas aplicações de SAGD possuem quantidades relativamente

pequenas de gás, todavia, a água liquida nas condições de fundo irá se tornar vapor

instantaneamente caso a pressão de entrada da bomba seja menor que a pressão de saturação

para a respectiva temperatura de reservatório.

Por mais que o vapor de água não se comporte da mesma maneira que o gás livre em

condições de fundo do poço, o efeito que o vapor de água causa na bomba é similar ao do gás,

podendo assim causar o fenômeno de gas lock. Por este motivo é importante considerar as

condições para evitar que a água se torne vapor. O diagrama (Figura 4.1) mostra parte da relação

entre a temperatura pela pressão do vapor, onde a área à esquerda da linha azul indica a região

em que ocorre apenas uma fase do líquido (também conhecido como líquido subarrefecido),

enquanto a direita da curva fica a região em que as duas fases (líquida e vapor) coexistem.

Portanto, as condições operacionais do poço devem garantir que a água esteja na região liquida

monofásica.



Figura 4.1 – Relação entre temperatura x pressão do vapor


Outro problema que as bombas de BCS enfrentam, ao serem utilizadas em poços de

SAGD é que os poços do mesmo são horizontais, fazendo a coluna de BCS tenha que passar

por seções que possuem um alto valor de dogleg severity (D.L.S), que é a intensidade da

variação da trajetória, durante sua instalação no poço. Tal fator possui um papel importante na

vida útil da coluna de BCS. Atualmente, as colunas de BCS são capazes de passar por trechos

com D.L.S de até 15 graus/30 metros e conseguem operar em trechos que possuam até 12

graus/30 metros de D.LS.

O BCS de alta temperatura é capaz de ser operado com sucesso nas condições severas

de todas as fases do SAGD, indicando que ele pode eliminar o processo de gas lift, convertendo

diretamente os poços de SAGD para BCS. Ele também oferece flexibilidade operacional para

o controle da câmara de pressão, otimização do sub-resfriamento e drawdown durante a

produção.



Além disso, o desempenho do BCS demonstrou que ele é um método bastante adequado

para produzir em poços de SAGD. Sua flexibilidade e robustez permitem que os poços

produzam até mesmo durante períodos temporários de escassez de vapor na planta, algo que é

quase impossível de alcançar caso os poços estejam produzindo por elevação natural.

4.3 Bombeio por Cavidades Progressivas

Com a utilização do sistema de BCP, manter a temperatura do poço elevada não é um

fator tão crítico devido ao fato de que seu arrefecimento não prejudica a inicialização da bomba,

pois o sistema de BCP consegue ser inicializa-lo mesmo em condições de viscosidade mais

elevadas.

Além disso, o sistema de BCP é muito fácil de ser controlado, e sua vazão pode ser

ajustada ajustando apenas a velocidade da haste no variador de velocidade (Variable Speed

Drive - VSD), permitindo um controle muito preciso do comportamento do poço, facilitando

assim a otimização do desempenho do mesmo.

Figura 4.2 – Variable Speed Drive

Fonte: Baker Hughes, 2013, Vol. 11, No. 3.



Por fim, de acordo com ARYSTANBAY et al. (2011), o sistema de BCP metálico possui a

vantagem de aturar temperaturas mais elevadas, tendo em vista que foi projetado

especificamente para isso. Além disso, as principais vantagens do BCP metálico são:

• Facilidade do controle de fluxo por meio do ajuste do rpm;

• Facilidade de instalação e operação;

• Suporta altas temperaturas de operação (até 350 ºC);

• Aceitável para viscosidades altas e baixas;

• Produz com baixa pressão de fundo;

• Não forma emulsões e não sofre do efeito de cisalhamento;

• Facilidade de inicialização mesmo em viscosidades elevadas;

• Custos de energia relativamente baixos;

• Utilização de design em que o rotor pode ser sacrificado, permitindo intervenções nos

poços para reparos sem a necessidade de intervenções com sonda (o que é uma grande

vantagem em comparação ao sistema de BCS).



5 CONCLUSÕES

Neste trabalho foram apresentados os métodos de elevação artificial que podem ser

utilizados a partir da aplicação do SAGD, mostrando suas características, vantagens e

desvantagens.

O método de gas lift é uma excelente opção para iniciar a produção do poço, podendo

ser utilizado até que a redução de pressão no fundo do poço chegue ao ponto em que comece a

afetar negativamente a sua utilização, reduzindo sua efetividade e influenciando negativamente

na economia do projeto.

Por outro lado, o BCS é uma ótima opção para ser utilizado após o gas lift, devido ao

fato de que a pressão e temperatura de fundo estarão reduzidas até o ponto em que fiquem

abaixo do limite de operação do BCS.

Já o BCP metálico pode facilmente ser utilizado desde o início da vida útil do poço,

devido ao fato de que o mesmo suporta facilmente as condições de fundo (altos valores de

temperatura e pressão).

Por fim, é importante lembrar que estes métodos de elevação artificial ainda estão se

aprimorando com o tempo, o que indica que sempre há espaço para o desenvolvimento de novas

tecnologias e adaptação dos métodos de elevação existentes (assim como ocorreu com o BCP

ao desenvolver-se um estator metálico), visando a facilidade de exploração dos campos de

areias betuminosas.



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