MÉTODOS DE ELEVAÇÃO UTILIZADOS NA … · BCP – Bombeio por cavidades progressivas BCS – Bombeio centrífugo submerso Blowout – Influxo indesejável de fluidos da formação

UNIVERSIDADE FEDERAL RURAL DO SEMI-ÁRIDO

CAMPUS ANGICOS

CURSO DE CIÊNCIA E TECNOLOGIA

RONNIFRAN CABRAL DE LIMA LEONEZ

MÉTODOS DE ELEVAÇÃO UTILIZADOS NA ENGENHARIA

DE PETRÓLEO – UMA REVISÃO DE LITERATURA

ANGICOS-RN

2011

RONNIFRAN CABRAL DE LIMA LEONEZ

MÉTODOS DE ELEVAÇÃO UTILIZADOS NA ENGENHARIA

DE PETRÓLEO – UMA REVISÃO DE LITERATURA

Monografia apresentada à Universidade

Federal Rural do Semi – Árido – UFERSA,

Campus Angicos, para a obtenção do título

de Bacharel em Ciência e Tecnologia.

Orientadora: Profª Dra. Marcilene Vieira

Nóbrega.

ANGICOS-RN

2011

Dedico este trabalho de conclusão de curso

primeiramente aos meus pais, Francisco de

Assis Cabral Leonez e Maria Geralda de

Lima Leonez que sempre estiveram ao meu

lado, apoiando nessa caminhada e removendo

alguns espinhos. A minha vovó Francisca

Cabral de Souza pelas canjicas e por ter sido

uma pessoa presente na minha vida,

escutando-me, ajudando e aconselhando. A tia

Maria de Lourdes Souza Pereira pelo

ouvido amigo na hora de desabafar e pela

criação. E a Rubênia Bruna do Nascimento

Siqueira por ter sido meu combustível no

período deste trabalho.

AGRADECIMENTOS

A Deus, pela força que eu recebo a cada dia, que tenho certeza que vem dele;

Aos meus pais, Francisco de Assis Cabral Leonez e Maria Geralda de Lima Leonez por terem

acreditado, incentivado, aconselhado e pelos investimentos em livros, xérox, transporte,

moradia, entre outros;

A minha namorada, Rubênia Bruna do Nascimento Siqueira pela compreensão, ajuda e por

todos esses dias em claro;

A minha madrinha de Crisma, Márcia Cristina de Souza Pereira, pela convivência e pelos

conselhos, principalmente para não pular o muro do colégio no tempo de ensino fundamental;

Aos meus familiares, que sempre estiveram na torcida por minha vitória;

Ao tio Dalgivan Fernandes da fé, tia Marilene Henrique da câmara da fé e família pelas

brincadeiras, ajuda e por ter me acolhido;

A Dakson Câmara da Fé, pela amizade, ajuda nos trabalhos e a parceria nas serestas;

A Izaías Caetano Pereira pela convivência, brincadeiras e por ter mim ensinado a andar de

bicicleta;

A professora orientadora, Dra. Marcilene Vieira da Nóbrega, pois sua ajuda e compreensão

foram de grande valia para conclusão deste trabalho;

Ao meu irmão Romennigue Cabral de Lima Leonez por ter sido um dos meus maiores

incentivadores, me dizendo dia a dia que eu não ia conseguir. Obrigado irmão por essa

energia tão positiva;

Aos professores da banca, pela atenção e consideração.

O caminho pode ser muito longo, desgastante

e perigoso. Mais só sei onde posso chegar

quando estou determinado a ir até o final.

Ronnifran Cabral de Lima Leonez

RESUMO

Na engenharia de petróleo a retirada do óleo da jazida é realizada através dos métodos de

elevação. Estes podem ser natural ou artificial. Quando o reservatório não possui pressão

suficiente para elevar esses fluidos até a superfície, utiliza-se os métodos de elevação

artificial. Esses métodos de elevação também são utilizados no final da vida produtiva por

surgência ou quando a vazão dos poços está muito abaixo do que poderiam produzir. Devido

a diferentes reservatórios e formações rochosas os métodos de elevação possuem diferentes

mecanismos de produção variando de acordo com os equipamentos que compõem cada

sistema de produção. Os principais métodos de elevação artificial são: o bombeio mecânico

com hastes, bombeio centrífugo submerso, bombeio por cavidades progressivas e gás-lift.

Este trabalho tem como objetivo realizar uma ampla revisão de literatura sobre os métodos de

elevação utilizados na engenharia de petróleo. Dentro desta revisão foram analisadas as

vantagens e desvantagens de cada um desses métodos e sua aplicabilidade. Este trabalho é

composto primeiramente por fundamentação teórica da história, origem, definição, geologia,

prospecção, perfuração, avaliação de formações, completação, reservatórios e métodos de

elevação de petróleo. Enfatizando os principais métodos de elevação de petróleo.

Palavras-chave: Petróleo. Elevação artificial. Elevação natural. Surgência.

LISTA DE FIGURAS

Figura 1 - Acumulação de petróleo devido a relações discordantes nas rochas.................... 18

Figura 2 - Microfotografia de uma rocha- reservatório contendo óleo................................. 19

Figura 3 - Interpretação fotogeológica onde são nítidas as feições de diferentes tipos de

rochas.....................................................................................................................................

20

Figura 4 - Método sísmico de reflexão.................................................................................. 21

Figura 5 - Tipo de sísmica realizada em mar........................................................................ 22

Figura 6 - Distribuição de velocidades comumente encontradas na prospecção de

petróleo pelo método sísmico de reflexão.............................................................................

23

Figura 7 - Sonda de perfuração............................................................................................. 24

Figura 8 – Mastro.................................................................................................................. 25

Figura 9 – Estaleiro............................................................................................................... 25

Figura 10 – Guincho.............................................................................................................. 26

Figura 11 - Bloco de coroamento.......................................................................................... 26

Figura 12 – Catarina.............................................................................................................. 27

Figura 13 – Gancho............................................................................................................... 27

Figura 14 – Swivel................................................................................................................ 28

Figura 15 - Mesa rotativa...................................................................................................... 28

Figura 16 - Top-drive............................................................................................................ 29

Figura 17 - Motor de fundo tipo turbina............................................................................... 29

Figura 18 - Esquema de uma sonda mecânica com cinco motores diesel............................. 30

Figura 19 - Sistema de tratamento de lama........................................................................... 31

Figura 20 - Arranjo típico de um conjunto BOP................................................................... 32

Figura 21 - Detalhe do processo de perfuração..................................................................... 34

Figura 22 - Tipos de plataformas de exploração de petróleo................................................ 35

Figura 23 - Perfis mostrando um reservatório comercial de petróleo................................... 36

Figura 24 - Canhoneio convencional (a); Canhoneio TCP (b) e Canhoneio através da

coluna de produção (c)..........................................................................................................

37

Figura 25 - Diagrama de fases de uma mistura de petróleo.................................................. 38

Figura 26 - Reservatório de óleo........................................................................................... 39

Figura 27 - Etapas de fluxo................................................................................................... 41

Figura 28 - Curva de IPR – modelo linear............................................................................ 42

Figura 29 - Curva de IPR –Modelo de Vogel....................................................................... 43

Figura 30 - Vazão de líquido em função da injeção de gás em um GLC.............................. 44

Figura 31 - Sistema de gás-lift.............................................................................................. 45

Figura 32 - Tipos de instalações de gás-lift........................................................................... 46

Figura 33 - Poço produtor por bombeio centrífugo submerso.............................................. 48

Figura 34 – Estágios de uma bomba de múltiplos estágios para BCS.................................. 50

Figura 35 - Carta de registro de amperagem......................................................................... 52

Figura 36 - Partes da bomba e ciclo de bombeio.................................................................. 54

Figura 37 - Carta dinamométrica........................................................................................... 57

Figura 38 - Unidade de bombeio........................................................................................... 58

Figura 39 - Sistema de bombeio por cavidades progressivas................................................ 61

Figura 40 - Geometria do rotor, estator e variação das cavidades........................................ 63

Figura 41 – Métodos de elevação artificial........................................................................... 67

LISTA DE QUADROS

Quadro 1 - Análise elementar do óleo cru típico (% em peso) ............................................. 16

LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS

BCP – Bombeio por cavidades progressivas

BCS – Bombeio centrífugo submerso

Blowout – Influxo indesejável de fluidos da formação para a superfície de forma não

controlada

BM – Bombeio mecânico com hastes

BOP – Conjunto de válvulas que possibilita o fechamento do poço

Downstroke - Curso descendente no bombeio mecânico com hastes

GLC – Gás-lift contínuo

GLI – Gás-lift intermitente

IP - Índice de produtividade

Kick – Influxo indesejável de fluidos da formação para superfície

Liner - Curta coluna de revestimento que é descida e cimentado no poço

Offshore – Produção de petróleo em poços marítimos

Onshore – Produção de petróleo em poços terrestres

UB – Unidade de bombeio

Upstroke – Curso ascendente no bombeio mecânico com hastes

SUMÁRIO

1 INTRODUÇÃO ................................................................................................................... 15

2 FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA ...................................................................................... 16

2.1 CONCEITOS FUNDAMENTAIS DA ENGENHARIA DO PETRÓLEO ....................... 16

2.1.1 Petróleo – considerações gerais .................................................................................... 16

2.1.2 História do petróleo no mundo ..................................................................................... 17

2.1.3 História do petróleo no Brasil ...................................................................................... 17

2.1.4 Origem do petróleo ........................................................................................................ 18

2.1.5 Geologia do petróleo ...................................................................................................... 18

2.1.6 Prospecção ...................................................................................................................... 19

2.1.7 Perfuração ...................................................................................................................... 23

2.1.8 Avaliação de formações ................................................................................................. 35

2.1.9 Completação ................................................................................................................... 36

2.1.10 Noções de reservatório ................................................................................................ 37

2.1.10.1 Diagrama de fases do petróleo.................................................................................... 38

2.2 MÉTODOS DE ELEVAÇÃO ............................................................................................ 40

2.2.1 Elevação natural ............................................................................................................ 40

2.2.2 Elevação artificial .......................................................................................................... 43

2.2.2.1 Gás-lift .......................................................................................................................... 44

2.2.2.2 Bombeio centrífugo submerso ...................................................................................... 47

2.2.2.3 Bombeio mecânico com hastes..................................................................................... 53

2.2.2.4 Bombeio por cavidades progressivas ........................................................................... 60

3 MATERIAL E MÉTODOS ................................................................................................ 65

4 RESULTADOS E DISCUSSÕES ...................................................................................... 66

4.1 PESQUISAS REALIZADAS SOBRE MÉTODOS DE ELEVAÇÃO .............................. 66

4.2 CONSIDERAÇÕES FINAIS DA SEÇÃO ........................................................................ 69

5 CONCLUSÕES .................................................................................................................... 70

REFERÊNCIAS ..................................................................................................................... 72

15

1 INTRODUÇÃO

Há 250 anos os nossos antepassados dependiam inteiramente das fontes naturais de

energia. Os animais trabalhavam puxando arados, grãos eram triturados por moinhos de vento

e a principal força motora da sociedade era o músculo humano. Acontecimentos como a

invenção do motor a combustão interna em 1870 fez com que toda a nossa infra-estrutura

econômica fosse montada em torno dos combustíveis fósseis.

As energias renováveis que surgiram com o rótulo de fontes de energia do futuro por

dificuldades como altos custos, segurança, conveniência política, entre outros, não

conseguiram substituir as fontes não-renováveis. Os bens e serviços de que dispomos são

exemplos de que á cada dia que passa dependemos mais do uso desses combustíveis como o

gás natural e principalmente o petróleo.

De acordo com o Conselho Mundial de Energia, o consumo do petróleo deverá

aumentar em 50% até o ano 2020 (WALISIEWICZ, 2008).

Os métodos de elevação mais utilizados na indústria do petróleo são: Elevação

Natural, Gás-Lift, Bombeio Mecânico com Hastes, Bombeio Centrífugo Submerso e Bombeio

por Cavidades Progressivas. A seleção do melhor método de elevação para um determinado

poço ou campo depende de vários fatores. Os principais a serem considerados são: número de

poços, diâmetro do revestimento, produção de areia, razão gás-líquido, vazão, profundidade

do reservatório, viscosidade dos fluidos, mecanismo de produção do reservatório,

disponibilidade de energia, acesso aos poços, distância dos poços às estações ou plataformas

de produção, equipamentos disponível, pessoal treinado, investimento, custo operacional,

segurança, entre outros (THOMAS, 2004).

O Rio Grande do Norte é o maior produtor de petróleo em poços terrestres no Brasil.

Esses poços para produzirem passam por etapas que vai desde a descoberta da jazida até o

refino do óleo bruto. Uma dessas etapas é o processo de elevação, ou seja, a retirada do óleo

da jazida até chegar à superfície (BEZERRA, 2006).

Desta forma este trabalho tem como objetivo principal a realização de um

levantamento bibliográfico sobre os métodos de elevação utilizados na engenharia de

petróleo, bem como as vantagens e desvantagens de cada um desses métodos.

16

2 FUNDAMENTAÇÃO TEÓRICA

Neste trabalho a fundamentação teórica foi dividida em duas partes. Na primeira será

feito um levantamento dos conceitos fundamentais que envolvem a engenharia do petróleo,

que vai desde o conceito de petróleo até noções de reservatório. A segunda, uma

fundamentação sobre os métodos de elevação, fechando com as pesquisas realizadas sobre

essa temática.

2.1 CONCEITOS FUNDAMENTAIS DA ENGENHARIA DO PETRÓLEO

2.1.1 Petróleo – considerações gerais

A definição de petróleo vem do latim: petra (pedra) e oleum (óleo), ou seja, óleo da

pedra. O petróleo de forma simplificada pode ser definido como uma substância oleosa,

inflamável, menos densa que a água, com cheiro característico e coloração variando entre o

negro e o castanho–claro (THOMAS, 2004).

É constituído da mistura de compostos químicos orgânicos formados por grande

porcentagem de carbono e hidrogênio (hidrocarbonetos). Outros constituintes aparecem em

menor porcentagem, sendo os mais comuns o enxofre, oxigênio e nitrogênio. Na Tabela 1 são

apresentados os principais constituintes do petróleo, com destaque para o alto percentual de

carbono.

Quadro 1 - Análise elementar do óleo cru típico (% em peso)

Fonte: Thomas (2004)

17

2.1.2 História do petróleo no mundo

O grande marco histórico da civilização moderna para o petróleo iniciou-se no século

XIX, em 1859, quando nos Estados Unidos foi perfurado o primeiro poço com

aproximadamente 20 m de profundidade, produzindo 2m³ por dia de óleo (CARDOSO, 2005).

Devido à necessidade de produzir cada vez mais em função da demanda, que surgiu

naturalmente com a revolução industrial, o rápido desenvolvimento e aprimoramentos de

novas técnicas de produção. As perfurações e investimentos se multiplicaram e o petróleo

conseguiu a supremacia no cenário energético mundial (WALISIEWICZ, 2008).

2.1.3 História do petróleo no Brasil

As primeiras notícias de exploração diretamente ligadas ao petróleo foram feitas entre

1892 e 1896, no município de Bofete – São Paulo, no qual foi perfurado um poço com

profundidade aproximadamente de 500 m, entretanto, não sendo bem sucedido. Somente em

1939 no município de Lobato – Bahia foi que ocorreu o primeiro sinal evidente da presença

de petróleo no Brasil (FARIAS, 2008).

De acordo com Farias (2008) e Thomas (2004), em 1953, foi instituído o monopólio

estatal do petróleo com a criação da PETROBRAS, através da Lei 2004, dando início as

pesquisas do petróleo brasileiro. Desde a criação da Petrobras já foi descoberto petróleo nos

estados do Amazonas, Pará, Maranhão, Ceará, Rio Grande do Norte, Alagoas, Sergipe, Bahia,

Espírito Santo, Rio de Janeiro, Paraná, São Paulo e Santa Catarina.

Segundo os mesmos autores nos anos 70, ocorreu um grande fato que foi a descoberta

da província petrolífera da Bacia de Campos, Rio de Janeiro, através do campo de Garoupa.

Outro fato importante nesta mesma década foi a descoberta de petróleo na plataforma

continental do Rio Grande do Norte através do campo de Ubarana.

A década de 80 foi marcada pela constatação de ocorrências de petróleo em Mossoró,

no Rio Grande do Norte, direcionando para o que viria a ser, em pouco tempo, a segunda

maior área produtora de petróleo no Brasil. As grandes descobertas dos campos gigantes de

Marlim e Albacora em águas profundas na Bacia de Campos, Rio de Janeiro.

Em 2006 quando foi colocada em funcionamento a plataforma P50 (na Bacia de

Campos), o Brasil atingiu a auto-suficiência em termos de produção de petróleo bruto. Essa

18

bacia no estado do Rio de Janeiro produz relativamente 85% da produção nacional (FARIAS,

2008).

2.1.4 Origem do petróleo

O petróleo tem sua origem há milhares de anos através de restos mortais de seres que

depositados no solo durante muito tempo formaram, juntamente com outros sedimentos, uma

camada de material orgânico. Ao longo de milhões de anos essa camada foi sendo coberta por

outras camadas de sedimentos que pela a ação de microorganismos, bactérias, altas pressões e

temperatura se transformaram em petróleo. (THOMAS, 2004).

2.1.5 Geologia do petróleo

O petróleo é gerado em uma rocha conhecida como fonte ou geradora. E na sequência

passa pelo processo de acumulação. Para ocorrer essa acumulação é necessário que aconteça a

expulsão do petróleo da rocha geradora (migração primária) e que ele continue seu percurso

através de uma rocha porosa e permeável até ser interceptado por uma rocha selante

(impermeável). A rocha em que o petróleo fica acumulado denomina-se reservatório

(migração secundária). Na Figura 1 observa-se o detalhe desse processo geológico que

envolve o acúmulo de petróleo.

Figura 1 - Acumulação de petróleo devido a relações discordantes nas rochas

Fonte: Popp (2010)

19

A rocha selante cria as condições necessárias para acumulação do petróleo, que é um

ambiente de pouca permeabilidade, inibindo a ação de água circulante e diminuindo a

quantidade de oxigênio existente. A migração primária da rocha, onde o petróleo foi gerado

tem várias explicações e ainda é uma polêmica entre os geólogos, pode ser por

microfraturamento existentes nessas rochas ou através de altas pressões de compactação

existentes.

Para ocorrer a acumulação do petróleo a rocha reservatório tem que ser porosa no seu

interior, e que esses poros estejam interconectados. As rochas reservatório podem ser arenitos,

calcarenitos e todas as rochas sedimentares que contenham essas características. (CARDOSO,

2008; THOMAS, 2004). Na Figura 2 observa-se uma microfotografia de um fragmento de

rocha reservatório em que percebe-se detalhes de poros contendo óleo.

Figura 2 - Microfotografia de uma rocha - reservatório contendo óleo


2.1.6 Prospecção

Para se encontrar o petróleo no interior da rocha reservatório é necessário o estudo e

análise das bacias sedimentares pelos geólogos e geofísicos, para indicarem o local mais

propício para acumulação do mesmo e verificar qual destas situações possui maior

20

probabilidade de conter hidrocarbonetos. Esse procedimento denomina-se de prospecção.

Esse processo não garante que a perfuração vai obter êxito, no entanto fornecerá informações

técnicas com investimento relativamente baixo em relação à perfuração de um único poço.

(THOMAS, 2004).

O método de prospecção geológico é a primeira análise com intuito de perceber as

condições mais propícias pra acumulação de hidrocarbonetos. O mesmo é realizado através de

aerofotogrametria, permitindo a determinação das feições geológicas através de fotografias do

terreno retiradas de aviões (Figura 3). (THOMAS, 2004).

Figura 3 - Interpretação fotogeológica onde são nítidas as feições de diferentes tipos de rochas


O método sísmico de reflexão (Figura 4) é o mais utilizado dentro da prospecção

devido seu alto grau de eficiência na definição das feições geológicas em subsuperfície, tendo

um custo relativamente baixo. Essa sísmica é responsável por mais de 90% dos investimentos

da prospecção (THOMAS, 2004).

21

Figura 4 - Método sísmico de reflexão

Fonte: Walisiewicz (2008)

A sísmica de reflexão utiliza fontes de energia como, dinamite e vibrador, para

situações em terra e os canhões de ar comprimido, para situações em mar. Procede-se dessa

forma para gerar ondas elásticas. Estas ondas são refletidas e refratadas pelos diferentes tipos

de rochas e retornam a superfície onde são registrados pelos receptores: os geofones (em

terra) e hidrofones (em mar). Daí são interpretados para gerar mapas estruturais. (THOMAS,

2004).

Na Figura 5 observa-se um tipo de sísmica de reflexão realizada em mar. O navio

reboca duas baterias de canhões, que são disparados alternadamente e vários cabos, cujo

afastamento lateral pode chegar a centenas de metros.

22

Figura 5 - Tipo de sísmica realizada em mar


A velocidade de propagação das ondas sísmicas é relacionada com a densidade e as

constantes elásticas do meio. Dependendo conseqüentemente da constituição mineralógica da

rocha, grau de cimentação, estágios de compactações (pressão, profundidade), porosidade,

conteúdo e saturação de fluidos, além de outros fatores como temperatura e presença de

microfraturas.

A Figura 6 ilustra a distribuição de velocidades comumente encontradas na prospecção

de petróleo. Como o método sísmico de reflexão permite o cálculo destas velocidades, é

possível fazer estimativas dos parâmetros das rochas a partir do conhecimento das

velocidades (THOMAS, 2004).

23

Figura 6 - Distribuição de velocidades comumente encontradas na prospecção de petróleo

pelo método sísmico de reflexão


2.1.7 Perfuração

A perfuração rotativa de um poço de petróleo é realizada através de uma sonda.

Utilizando uma broca no final da coluna de perfuração, responsável por perfurar as rochas

devido à rotação e o peso aplicado pelos comandos (elemento tubular de alto peso linear),

sobre a mesma.

Principais sistemas de uma sonda de perfuração

Os principais sistemas de uma sonda rotativa (Figura 7) são: de sustentação de cargas,

de geração e transmissão de energia, de movimentação de carga, de rotação, de circulação, de

segurança do poço, de monitoração e o sistema de subsuperfície (coluna de perfuração e

broca).

24

Figura 7 - Sonda de perfuração


Sistema de sustentação de cargas

Consiste na montagem de uma torre que possui grande número de peças que são

montadas uma a uma, ou do mastro (Figura 8) que é subdividido em três ou quatro seções. Os

dois são uma estrutura de aço especial possuindo uma forma piramidal promovendo assim um

espaçamento vertical livre para permitir a execução das manobras (retirada e descida de toda a

coluna de perfuração para substituir a broca). Mesmo o mastro possuindo um alto custo inicial

e uma menor estabilidade, tem sido preferido pela facilidade e economia de tempo em

montagens para perfurações terrestres (THOMAS, 2004).

25

Figura 8 – Mastro


O estaleiro (Figura 9) é uma estrutura metálica constituída de diversas vigas

localizadas na frente da torre ou do mastro, com a finalidade de facilitar o manuseio e

transporte de todas as tubulações (THOMAS, 2004).

Figura 9 – Estaleiro


26

Sistema de movimentação de carga

Os principais componentes desse sistema são o guincho, que recebe a energia

mecânica necessária para movimentação de cargas através de motores dieseis ou motores

elétricos (Figura 10); bloco de coroamento que é um conjunto de polias fixo que fica apoiado

na parte superior do mastro/torre por onde passam os cabos de aço (Figura 11); catarina,

conjunto de polias móvel justapostas num pino central (Figura 12); gancho, elemento de

ligação da carga ao sistema de polias (Figura 13); swivel, elemento que liga as partes girantes

às fixas, permitindo livre rotação da coluna; por um tubo na sua lateral permite a injeção de

fluido no interior da coluna de perfuração (Figura 14) (THOMAS, 2004).

Figura 10 – Guincho

Fonte: Mansano (2004)

Figura 11 - Bloco de coroamento


27

Figura 12 – Catarina


Figura 13 – Gancho


28

Figura 14 – Swivel


Sistema de rotação

Esse sistema é composto de equipamentos que permitem a livre rotação da coluna de

perfuração. Sendo as mesas rotativas (Figura 15) que transmite, às sondas convencionais,

rotação ao kelly. Quando a mesa rotativa é utilizada a perfuração do poço é feita adicionando

um tubo de cada vez.

Figura 15 - Mesa rotativa


29

O top drive (Figura 16) é utilizado quando não se usa a mesa rotativa e o kelly,

permitindo perfurar o poço de três em três tubos e na retirada e descida da coluna continua a

rotação e circulação de fluido pelo seu interior.

Figura 16 - Top-drive


O motor de fundo (Figura 17) é largamente utilizado na perfuração de poços

direcionais, poços que o objetivo a ser atingido não se encontra na vertical da sonda. Esse

motor é localizado acima da broca e pelo fato da coluna de perfuração não girar o torque

imposto a ela é nulo, tendo um desgaste bastante reduzido.

Figura 17 - Motor de fundo tipo turbina


30

Sistema de geração e transmissão de energia

Para acontecer o acionamento dos equipamentos (guincho, bombas de lama e mesa

rotativa) de uma sonda de perfuração é necessário a geração de energia que é geralmente por

motores diesel (Figura 18).

Outra forma de geração de energia ocorre em sondas marítimas que existindo a

produção de gás é comum e econômico a geração de energia de toda a sonda ser através da

utilização de turbinas a gás. E em sondas terrestres quando for permanecer locada em um

longo período de tempo, a utilização da energia das redes públicas pode ser vantajoso.

Figura 18 - Esquema de uma sonda mecânica com cinco motores diesel


Sistema de circulação de fluidos

A circulação normal acontece com um fluido de perfuração que é bombeado pelas

bombas de lama (Figura 19) e injetado na coluna através do swivel, percorrendo um caminho

até a broca, resfriando a mesma e retornando pelo espaço anular (formado pelas paredes do

poço e a coluna) removendo os cascalhos cortados pela broca até a superfície.

31

O fluido de perfuração que foi injetado no poço quando volta à superfície é tratado

para eliminar sólidos ou gás, e quando necessário faz-se a adição de produtos químicos para

ajustar suas propriedades, e logo depois ser reinjetado no poço (THOMAS, 2004).

Figura 19 - Sistema de tratamento de lama


Sistema de segurança de poço

O fluxo indesejável de qualquer tipo de fluido contido em uma formação para dentro

do poço é conhecido como kick. Se esse fluxo não for eficientemente controlado poderá se

transformar em um poço fluindo totalmente sem controle (blowout). O sistema de segurança é

composto de equipamentos que permitem o fechamento e controle do poço.

O blowout preventer (BOP) (Figura 20) é um conjunto de válvulas que possibilita o

fechamento do poço, é o mais importante equipamento de segurança e tem a finalidade de não

deixar que o kick se transforme em um blowout (THOMAS, 2004).

32

Figura 20 - Arranjo típico de um conjunto BOP


Sistema de monitoramento

A indústria petrolífera tem investido em equipamentos de monitoramento para

combinar os vários parâmetros da perfuração, com a finalidade de obter uma maior eficiência

e economia.

Alguns dos equipamentos necessários são manômetros (indica a pressão de bombeio),

indicador de peso sobre a broca, torquímetro (mede o torque na coluna de perfuração),

tacômetros (mede a velocidade da mesa rotativa e da bomba de lama), registrador da taxa de

penetração da broca, desgaste da broca, adequação dos parâmetros de perfuração, etc

(THOMAS, 2004).

Processo de perfuração de um poço

Para ocorrer à perfuração precisa montar a torre de perfuração ou mastro em terra, e do

transporte através de rebocadores, montagem das plataformas ou utilização dos navios sonda

33

em mar. A perfuração marítima é parecida com a terrestre só que com utilização de

equipamentos muitas vezes com uma maior resistência e tecnologia.

Na perfuração terrestre depois da montagem da sonda e dos equipamentos já

mencionados, começa a perfuração através da rotação da broca e do peso aplicado sobre ela,

pelos comandos que fazem parte da coluna de perfuração e sua principal função é a de

fornecer peso sobre a broca. Quando o topo do kelly atinge a mesa rotativa, é necessário

acrescentar a coluna um novo tubo de perfuração, o kelly é desconectado da coluna e

conectado ao novo tubo que foi adicionado, essa operação é chamada de conexão. Quando é

necessário a retirada e descida de toda a coluna de perfuração para a broca ser substituída,

essa operação é chamada de manobra. A perfuração com top drive tem essas operações

semelhantes.

O fluido de perfuração que é bombeado para o interior da coluna de perfuração pelo

swivel e retorna a superfície pelo anular (espaço formado entre as paredes do poço e a

coluna), além de lubrificar a broca evita o desmoronamento do poço.

O poço é perfurado em fases, a quantidade vai depender das características das zonas

que vão ser perfuradas e da profundidade final prevista. Cada fase é constituída pela descida

de um revestimento que é tubos de aço especial que desempenham varias funções como,

prevenir o desmoronamento das paredes do poço, permitir o retorno do fluido de perfuração à

superfície, impedir a migração de fluidos das formações, alojar equipamentos de elevação

artificial, etc (THOMAS,2004).

Depois da descida de cada tubo de revestimento, acontece à cimentação, que é o

preenchimento com cimento do espaço anular entre o revestimento e as paredes do poço, essa

pasta de cimento bombeada tem a finalidade de fixar o revestimento e impedir que ocorra

migração de fluidos por trás do revestimento.

Pode também ser utilizado no lugar de alguns tubos de revestimento o liner que é uma

curta coluna de revestimento que é descida e cimentado no poço, cobrindo apenas a parte

inferior, pois fica ancorado um pouco acima da extremidade inferior do revestimento anterior.

O uso do liner está crescendo devido sua economia, pois ele é versátil e tem uma maior

rapidez de operação.

Cada fase de perfuração é composta por um tubo de revestimento e uma broca de

diâmetro menor, sendo o revestimento atual descido dentro do anterior e a broca substituída, é

determinado as diversas fases da perfuração através de seus diferentes diâmetros. Na Figura

21 observam-se detalhes do processo de perfuração.

34

Figura 21 - Detalhe do processo de perfuração

Fonte: Cardoso (2005)

Tipos de Plataformas

A plataforma que vai ser utilizada para a perfuração de um poço vai depender de

vários fatores como a lamina de água (distância que vai do fundo do mar até a superfície da

água) condições do mar, finalidade do poço, principalmente a análise da relação

custo/beneficio etc. As plataformas são divididas em dois tipos as que o BOP é instalado na

superfície, como as plataformas fixas, auto eleváveis, submersíveis e tension legs. Com o

BOP no fundo do mar são as unidades conhecidas como flutuantes, semi-submersíveis e os

navios sondas. Na Figura 22 são observados alguns tipos de plataformas de exploração de

petróleo (THOMAS, 2004).

35

Figura 22 - Tipos de plataformas de exploração de petróleo.


2.1.8 Avaliação de formações

Os estudos geológicos e geofísicos não garantem o êxito da perfuração, mais

determina as áreas que tem uma maior probabilidade de conter os hidrocarbonetos. Durante a

perfuração pode ser encontrado indícios da presença de hidrocarbonetos através da

perfilagem, descida de equipamentos no poço com a finalidade de registrar prováveis fluidos

existentes nos poros, características e propriedades das rochas perfuradas.

Através da análise dos perfis adquiridos na perfilagem (Figura 23), de amostras

obtidas da formação rochosa da subsuperfície (testemunhagem) e de todas as informações

adquiridas anteriormente pelos geólogos e geofísicos indicarem a presença de hidrocarbonetos

no poço perfurado, isso não indica que a produção do petróleo vai ser economicamente viável.

Somente a colocação do poço em fluxo (teste de formação) determinará se a produção do óleo

ou gás vai ser viável.

Esse estudo que visa definir em termos qualitativos e quantitativos o potencial do

reservatório, ou seja, a sua capacidade produtiva é denominada avaliação de formações.

(THOMAS, 2004).

36

Figura 23 - Perfis mostrando um reservatório comercial de petróleo


2.1.9 Completação

Depois da perfuração do poço ser definitivamente terminado é necessário uma série de

operações com objetivo de permitir a produção dos hidrocarbonetos por toda sua vida

produtiva de forma segura e econômica.

Entre as operações, como a instalação do BOP para permitir a segurança necessária,

substituição do fluido de perfuração pelo de completação, destaca-se a descida do

revestimento de produção para ocorrer posteriormente o canhoneio (Figura 24) (utilização de

cargas explosivas com a finalidade de comunicar o interior do poço com a formação

produtora). Depois de posicionar os canhões em frente ao intervalo desejado, um mecanismo

de disparo é acionado ocasionando uma explosão de jatos de alta energia que atravessam o

revestimento de produção, o cimento e ainda pode penetrar até cerca de um metro na

formação (THOMAS, 2004).

37

Figura 24 - Canhoneio convencional (a); Canhoneio TCP (b) e Canhoneio através da coluna

de produção (c)

(a) (b) (c)


2.1.10 Noções de reservatório

As misturas de hidrocarbonetos podem ser encontradas no estado líquido ou no estado

gasoso. Quando essas misturas são encontradas no estado líquido, recebe o nome de óleo cru

ou simplesmente óleo. Se essas misturas forem encontradas no estado gasoso, recebe o nome

de gás natural ou simplesmente gás. O estado físico do petróleo vai depender de sua

composição e principalmente das condições de pressão e temperatura que o mesmo estar

submetido.

O óleo é a mistura de hidrocarbonetos que nas condições de reservatório se encontra

no estado líquido, e que quando é levado para as condições de superfície permanece no

mesmo estado. O gás é as misturas de hidrocarbonetos que se encontram nas condições de

reservatório na forma gasosa ou dissolvido no óleo, e que se apresentam nas condições de

superfície no estado gasoso. É importante conhecer o estado físico do petróleo por diversos

fatores, como por exemplo para saber o método de elevação que melhor se adéqua para

produzir nesse reservatório (ROSA, 2006).

38

2.1.10.1 Diagrama de fases do petróleo

É evidente que uma acumulação de petróleo pode se apresentar no estado líquido,

gasoso ou com as duas fases em equilíbrio, a depender de sua composição e das condições de

temperatura e pressão que estão submetidas.

O diagrama de fases (Figura 25) é responsável por determinar o comportamento da

mistura de hidrocarbonetos. A curva dos pontos de bolha junta com a dos pontos de orvalho

delimitam uma região onde coexiste as duas fases de uma mistura qualquer de

hidrocarbonetos. A direita da curva dos pontos de orvalho estar compreendido a região das

misturas gasosas, e a esquerda da curva dos pontos de bolha se encontra a região das misturas

líquidas. Se o ponto se localizar entre essas duas curvas (região de duas fases), uma parte da

mistura se encontrará no estado líquido em equilíbrio com outra parte no estado gasoso. Essa

região de duas fases indicam os percentuais de líquido na mistura, e são chamados de linhas

de qualidade.

É possível observar na Figura 26, uma linha perpendicular ao eixo das temperaturas

chamada de Cricondenterma que representa a maior temperatura com a coexistência das duas

fases e uma linha perpendicular ao eixo das pressões chamada de cricondenbárica que

representa a maior pressão com a coexistência das duas fases. Essas linhas são bastantes

importantes para definição do comportamento das misturas. O ponto crítico é o local de

encontro das curvas dos pontos de orvalho e dos pontos de bolha.

Figura 25 - Diagrama de fases de uma mistura de petróleo

Fonte: Rosa (2006)

39

No ponto 1 da figura 25 de coordenadas p1 (pressão) e T1(temperatura), o petróleo

está na fase líquida, uma vez que estar localizado na região das misturas líquidas. E no ponto

2 de coordenadas p2 (pressão) e T2 (temperatura), o petróleo está localizado na região de duas

fases com 75% de fase líquida e 25% de fase gasosa.

É importante lembrar que as classificações dos reservatórios se baseiam

principalmente no tipo de fluido produzido na superfície, a condições de pressões e

temperaturas menores do que as condições do reservatório (Figura 26).

Figura 26 - Reservatório de óleo

Fonte: Rosa (2006)

Na figura 26, o ponto R indica o petróleo nas condições iniciais de reservatório. Do

ponto R ao S, representa o comportamento do fluido produzido das condições de reservatório

até as condições de superfície (ponto S). No exemplo mostrado acima nas condições de

superfície aproximadamente 60% dos hidrocarbonetos produzidos se encontram na fase

líquida e os outros 40% restantes na fase gasosa. (ROSA, 2006)

40

2.2 MÉTODOS DE ELEVAÇÃO

O reservatório depois de ser descoberto, ocorre a perfuração, a completação, para

depois vir a produzir. Quando o reservatório apresenta pressão suficiente para elevar esses

fluídos até a superfície o poço é denominado surgente e produz por elevação natural. No caso

do reservatório não possuir pressão suficiente para elevar esses fluidos até a superfície será

utilizado métodos de elevação artificial.

2.2.1 Elevação natural

A elevação natural dos poços de petróleo ocorre normalmente no início da vida

produtiva do reservatório, e os fluidos nele contidos chegam ate a superfície devido à energia

do reservatório. Mais com o passar do tempo e o aumento da produção, a pressão do

reservatório declina, sendo a mesma insuficiente para deslocar os fluidos até a superfície com

uma vazão econômica ou conveniente.

Quando se tem um reservatório com uma pressão elevada, os fluidos que estão

contidos nele alcançam livremente a superfície. Estes poços são denominados surgentes e

produzem por elevação natural.

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 poça

manter e incrementar essa produção de petróleo por elevação natural.

Os fatores que influenciam na produção acumulada por surgência: Propriedades dos

fluidos, índice de produtividade do poço, mecanismo de produção do reservatório, dano

causado à formação produtora durante a perfuração ou durante a completação do poço,

aplicação de técnicas de estimulação, isolamento adequado das zonas de água e gás adjacentes

à zona de óleo, características dos equipamentos utilizados no sistema de produção (coluna e

linha de produção, restrições ao fluxo, etc.), controle adequado de produção dos poços através

de testes periódicos de produção, estudo e acompanhamento da queda de pressão do

reservatório (THOMAS, 2004).

41

A capacidade de fluxo do poço é caracterizada pelo índice de produtividade (IP)

determinado pela equação (Eq. 1)

IP = q/Pe-Pw Equação 1

Onde q é a vazão, Pe a pressão estática do reservatório e Pw a pressão de fluxo no fundo

do poço. Quanto maior for o diferencial de pressão sobre o meio poroso, maior será a vazão

de líquido que se desloca para a superfície. A vazão máxima seria alcançada se ocorresse da

pressão dinâmica do fundo do poço fosse igual a zero, mais essa hipótese é impraticável em

poços surgentes, porque é necessária uma pressão mínima para que o fluido da formação seja

deslocado até os equipamentos de separação na superfície, representados na figura 27.

Figura 27 - Etapas de fluxo


A Eq 1 utilizada para definir o índice de produtividade em função da vazão e

diferencial de pressão pode ser reescrita, pois a pressão do reservatório varia lentamente com

o tempo, podendo assim afirmar que para um determinado período de tempo e para pressões

42

dinâmicas no fundo do poço maiores do que a pressão de saturação, o índice de saturação

contínua constante (Eq. 2).

Pw= Pe- q/IP Equação 2

O índice de produtividade é considerado constante, independente de qual seja a vazão

de líquido, sendo a equação acima uma linha reta (Figura 28), denominada de IPR (Inflow

performance Relationship). É conhecido como potencial do poço o ponto onde a reta

intercepta o eixo das vazões, sendo nesse ponto representado a máxima vazão caso a pressão

de fluxo de fundo pudesse ser reduzida a zero.

Figura 28 - Curva de IPR – modelo linear


Esse modelo linear mencionado não é aplicado quando as pressões no meio poroso estão

abaixo da pressão de saturação do óleo, devido ao gás que sai de solução aumentando a

saturação.

Nesse caso é utilizado o modelo desenvolvido por Vogel em 1968, utilizado em

reservatórios com gás em solução e pressão igual ou abaixo da pressão de saturação, levando

em consideração somente o fluxo bifásico de óleo e gás. Ele traçou vários IPRS (Figura 29)

considerando vários estágios do reservatório e propôs o modelo representado pela seguinte

expressão.

43

q/qmax = 1-0,2.(Pw//Pe)-0,8 ( Pw/Pe)2 Equação 3

Figura 29 - Curva de IPR –Modelo de Vogel


No caso de reservatórios que possuam pressão acima da pressão de saturação e poços

com danos, o modelo desenvolvido por Vogel não devera ser aplicado, pois existem modelos

que foram desenvolvidos especialmente para estes casos, como por exemplo o modelo de

Patton e Goland em 1980, e o de Standing em 1970 (THOMAS, 2004).

2.2.2 Elevação artificial

Há reservatórios que possuem pressão relativamente baixa, neste caso os fluidos

contidos nele não alcançam a superfície, sendo necessário utilizar métodos de elevação

artificial. Esses métodos de elevação também são utilizados no final da vida produtiva por

surgência ou quando a vazão dos poços está muito abaixo do que poderiam produzir.

Na indústria de petróleo há quatro principais métodos de elevação artificial, gás-lift

contínuo (GLC) e intermitente (GLI), bombeio centrífugo submerso (BCS), bombeio

mecânico com hastes (BM) e o bombeio por cavidades progressivas (BCP) (THOMAS,

2004).

44

2.2.2.1 Gás-lift

Esse método de elevação por ter um custo relativamente baixo para produzir em poços

profundos, é bastante utilizado. Sendo propício para poços produtores de fluidos com alto teor

de areia, elevada razão gás – liquido profundidade de até 2.600 metros e com uma vazão de 1

a 1.700m³/dia (THOMAS, 2004).

Tipos de gás-lift

O contínuo e intermitente são os principais tipos de gás-lift utilizados nos poços de

petróleo. 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. O aumento da quantidade de gás na coluna de produção diminui o gradiente médio

de pressão, tendo como conseqüência a diminuição da pressão de fluxo no fundo e aumento

da vazão. Na Figura 30 observa-se a vazão de líquido em função da injeção de gás.

Figura 30 - Vazão de líquido em função da injeção de gás em um GLC.


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

45

inconstante). Esta injeção de gás é feita através de tempos bem definidos e é normalmente

controlada na superfície por um intermitor de ciclo e uma válvula controladora (motor valve).

A escolha entre ambos vai depender de vários fatores como, por exemplo, o índice de

produtividade (IP). Para o IP acima de 1,0 m3/dia/kgl/cm² é utilizado o gás- lift contínuo. Nos

poços com índice de produtividade abaixo do GLC, é utilizado o gás- lift intermitente

(THOMAS, 2004).

Sistemas de gás-lift

O sistema de gás- lift é composto por uma fonte de gás a alta pressão conhecida

como compressores, um controlador de injeção de gás na superfície chamado de choke ou

motor valve, um controlador de injeção de gás de subsuperfície conhecida como válvulas de

gás- lift e equipamentos para separação e armazenamento dos fluidos produzidos (Figura 31).

Sendo eles: separadores, tanques, entre outros. Os dois tipos de gás-lift utilizam válvulas de

orifícios diferentes.

Figura 31 - Sistema de gás-lift


46

No caso do gás–lift contínuo a válvula utilizada tem um orifício relativamente

pequeno, pois requer a injeção contínua de gás na coluna de produção, sendo a mesma

proporcional a vazão de líquidos que vem do reservatório.

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.

As válvulas de gás-lift, válvulas de descarga, são responsáveis também por facilitar a

operação de descarga do poço (retirada do fluido amortecido entre a coluna de produção e o

espaço anular) e controlar o fluxo de gás no anular para dentro da coluna de produção em

profundidade predeterminada (válvulas de descarga e operadora). As válvulas de descarga e

operadora podem ser utilizadas tanto no gás-lift contínuo como no gás-lift intermitente. Nas

instalações do GLC ou GLI pode ser utilizados packer para vedar o espaço anular e no gás-lift

intermitente pode ser utilizado válvula de pé com a finalidade de evitar que durante a injeção

de gás na coluna de produção, a pressão do gás injetado empurre de volta para o reservatório

parte dos fluidos produzidos. Os tipos mais comuns de instalações de gás-lift estão

representados na Figura 32 (THOMAS, 2004).

Figura 32 - Tipos de instalações de gás-lift


47

2.2.2.2 Bombeio centrífugo submerso

Esse método de elevação vem sendo cada vez mais utilizado devido a disponibilidade,

a crescente flexibilidade dos equipamentos e sua funcionalidade. No bombeio centrífugo

submerso (BCS), a transmissão de energia para o fundo do poço é através de um cabo

elétrico, onde essa energia elétrica através de um motor de subsuperfície é transformada em

energia mecânica. Esse motor 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,

2004).

Principais equipamentos de um poço equipado para produzir por BCS

Esses equipamentos responsáveis por fazer o poço produzir por bombeio centrífugo

submerso podem ser de superfície ou de subsuperfície. Na Figura 33 pode-se observar o

esquema de funcionamento de um poço produtor pó BCS.

48

Figura 33 - Poço produtor por bombeio centrífugo submerso


Equipamentos de superfície

Quadro de comandos

Equipamento responsável por proteger de mudanças climáticas, para com isso

controlar e operar com segurança o equipamento de fundo. O quadro de comando que vai ser

utilizado vai depender da voltagem, amperagem e potência máxima do sistema.

Transformador

Esse equipamento tem como finalidade transformar a tensão da rede elétrica na tensão

nominal do motor acrescida das perdas ocorridas no cabo elétrico. A escolha de qual

49

transformador utilizar depende da voltagem da rede, voltagem do motor, perdas no cabo

elétrico e potência do motor.

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.

Caixa de ventilação

É um equipamento acessório que pode ou não, ser instalado entre o quadro de

comandos e o poço, tendo como finalidade a ventilação do cabo trifásico, promovendo assim

a saída do gás que poça migrar do poço pelo interior do cabo para a atmosfera.

Válvula de retenção

Equipamento responsável por manter a coluna de produção cheia de fluido, quando

ocorrer por algum motivo o desligamento do conjunto de fundo.

Válvula de drenagem ou de alívio

Sempre que ocorre a descida da válvula de retenção é utilizada a válvula de drenagem.

Para evitar que a coluna retirada venha cheia de fluido, provocando derramamento de óleo

toda vez que um tubo for desconectado.

50

Sensores de pressão e temperatura de fundo

Equipamentos instalados abaixo do motor com a finalidade de avaliar o

comportamento do poço através de informações de pressão e temperatura transmitidas do

fundo do poço para superfície, através do mesmo cabo que leva energia ao motor (THOMAS,

2004).

Equipamentos de subsuperfície

Bomba

No BCS é utilizada uma bomba do tipo centrífuga de múltiplos estágios, cada estagio

contendo um impulsor e um difusor, representado na figura 34.

O impulsor é preso a um eixo e gira a uma velocidade de aproximadamente 3.500

rotações por minuto, transferindo energia ao girar sob a forma de energia cinética ao fluido,

aumentando assim a sua velocidade.

O difusor permanece imóvel, redirecionado o fluido do impulsor encontrado abaixo

para cima, diminuindo sua velocidade e transformando a energia cinética em pressão. A

quantidade de estágios é diretamente proporcional a quantidade de fluidos deslocados para

superfície. O tamanho e a forma do difusor e do impulsor determina a vazão a ser bombeada,

existindo bombas com vazões situadas entre 20 e 10.000 m3/dia, tendo capacidade de elevar

até 5.000metros.

Figura 34 – Estágios de uma bomba de múltiplos estágios para BCS


51

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.

Motor elétrico

Motores projetados para trabalhar em condições bastante severas, como por exemplo:

imerso em fluidos que estão sendo produzidos, altas pressões e temperaturas. Esses são cheios

com óleo especial de origem mineral com a finalidade de garantir o isolamento elétrico,

lubrificação dos mancais e o resfriamento do motor. A escolha de qual motor utilizar para

determinado poço vai depender do diâmetro do revestimento, potência necessária,

transformadores disponíveis e profundidade do poço.

Protetor

Equipamento localizado entre a admissão da bomba e o motor. Com a finalidade de

conectar a carcaça do motor com a carcaça da bomba igual a os eixos da bomba e do motor,

prevenir a entrada de fluido produzido no motor, 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.

52

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.

Acompanhamento do poço em produção

A produção de um poço que produz por bombeio centrífugo submerso é feito através

de testes de produção. No teste de produção são medidos a vazão, pressão dinâmica na cabeça

do poço, razão gás-líquido, fração de água, nível de fluido no anular, amperagem média, etc.

A Figura 35 corresponde a uma carta de registro reproduzida em um poço que esta operando

em condições normais. É responsável por detectar e corrigir problemas operacionais logo que

surgirem, evitando danos maiores para o equipamento (THOMAS, 2004).

Figura 35 - Carta de registro de amperagem


53

2.2.2.3 Bombeio mecânico com hastes

Este método de elevação é o mais utilizado em todo o mundo, podendo ser instalado

para elevar vazões médias de poços rasos ou baixas vazões para grandes profundidades. No

bombeio mecânico com hastes (BM) o movimento rotativo de um motor elétrico ou de

combustão interna é transformado em movimento alternativo por uma unidade de bombeio

situada próximo a cabeça do poço, então uma coluna de hastes tem a função de transmitir o

movimento alternativo para o fundo do poço acionando uma bomba que tem a finalidade de

elevar os fluidos produzidos pelo reservatório até a superfície.

O bombeio mecânico com hastes apresenta problemas operacionais mediano em poços

direcionais (desviados propositalmente da vertical), em poços que produzem areia e poços

onde parte do gás produzido passe pela bomba.

Os poços direcionais resultam em elevado atrito da coluna de hastes com a de

produção, provocando desgaste prematuro das hastes e da coluna de produção nos pontos

onde ocorre um maior contato. A areia desgasta mais rápido as partes móveis e a camisa da

bomba devido à sua abrasividade. O gás quando passa pela bomba reduz sua eficiência

volumétrica (THOMAS, 2004).

Principais componentes do bombeio mecânico com hastes

Bomba de subsuperfície

Esta bomba é do tipo alternativo, sendo de simples efeito e compostas das seguintes

partes principais: Camisa, pistão, válvula de passeio e válvula de pé, representada na Figura

36, o esquema de funcionamento da bomba de subsuperfície.

54

Figura 36 - Partes da bomba e ciclo de bombeio


A bomba de superfície tem a finalidade de fornecer energia ao fluido vindo da

formação, sob a forma de aumento de pressão, para elevá-lo até a superfície.

No ciclo de bombeio existe dois cursos, o ascendente (upstroke) e o curso descendente

(downstroke). O fluido que esta dentro da coluna de produção no curso ascendente mantém a

válvula de passeio fechada, sendo que a baixa pressão criada na camisa da bomba abaixo do

pistão e acima da válvula de pé faz com que a mesma se abra, permitindo que o fluido que

esta no anular passe para o interior da bomba. As hastes são responsáveis por elevar todo o

fluido que esta acima do pistão e o mesmo que esta mais perto da cabeça do poço entra na

linha de produção, sendo deslocado nos ciclos seguintes para o vaso separador.

Os fluidos que se encontram localizados na camisa da bomba são comprimidos

fechando a válvula de pé no curso descendente e como o pistão continua descendo, as

pressões abaixo e acima da válvula de passeio se igualam e a mesma se abre deixando o fluido

passar para cima do pistão. Quando for atingido o final do curso descendente e começar o

curso ascendente a válvula de passeio se fecha e a de pé se abre, começando assim um novo

ciclo.

Existe o diâmetro do pistão mais apropriado, para que não ocorram esforços

desnecessários no equipamento de superfície e na coluna de hastes. Em uma mesma vazão

diâmetros maiores de pistão ocasionam maiores cargas de fluido nas hastes, enquanto que

menores diâmetros implicam em velocidades e cargas dinâmicas (atrito e aceleração) maiores.

55

O deslocamento volumétrico de uma bomba pode ser determinado através da Eq. 4:

Equação 4

onde:

A eficiência volumétrica de uma bomba é sempre menor do que 1 e a vazão de líquido

a ser obtida na superfície será menor do que o deslocamento volumétrico. Os valores normais

de eficiência volumétrica são entre 0,7 e 0,8. No entanto são influenciados pela razão gás-

líquido da formação, viscosidade do fluido, profundidade da bomba, etc (THOMAS, 2004).

Coluna de hastes

Existem vários tipos de hastes que podem ser utilizados no Bombeio Mecânico,

podendo ser utilizadas hastes de aço e de fibra de vidro, sendo as primeiras de uso mais

freqüente devido o alto custo das hastes de fibra de vidro.

As hastes são utilizadas em ambientes que podem ser abrasivos, corrosivos ou ambos.

Elas estão sujeitas a cargas cíclicas, e devido à alternância de esforços do curso ascendente

para o descendente e assim continuamente, a coluna de hastes se torna o ponto crítico do

sistema. As hastes de fibra de vidro são mais utilizadas em poços que apresentam graves

problemas de corrosão e cargas elevadas.

As hastes são classificadas em função do diâmetro nominal e da composição química

(grau de aço) para as hastes de aço. E diâmetro nominal, temperatura admissível de trabalho e

composição químicas das extremidades (Metálicas) para hastes de fibra. A primeira haste no

topo da coluna é conhecida por haste polida, pois tem sua superfície externa polida. Devido ao

movimento alternativo da coluna de hastes, a polida está continuamente entrando e saindo do

56

poço. Esta haste tem como objetivo a vedação na cabeça do poço feita através de um

equipamento conhecido como stuffing box.

A haste polida é a seção da coluna de hastes sujeita à maior força de tração, pois

sustenta o peso das hastes (Peso da coluna de hastes medido no ar), força de empuxo (força

igual ao peso do fluido deslocado pela coluna de hastes), força de aceleração (força

responsável pela variação da velocidade das hastes), força de fricção (Devido ao atrito das

hastes com fluido e com a coluna de produção), peso do fluido (peso da coluna de fluido que

está acima do pistão).

Um dinamômetro na haste polida mede a carga (F), Eq.5, que é a soma algébrica de

todas as cargas suportadas por esta haste, representada na eq. 5:

Equação 5

sendo,

ph= Peso das hastes,

Fe= Força de empuxo,

Fac= Força de aceleração,

Ff= Força de fricção,

Pf= Peso do fluido.

A instalação do dinamômetro para registrar as cargas na haste polida durante um ciclo

completo tem como finalidade a construção da carta dinamométrica (Figura 37) que é a

principal ferramenta para avaliação das condições em que está ocorrendo o bombeio

(THOMAS, 2004).

57

Figura 37 - Carta dinamométrica


A linha de carga zero é traçada com o dinamômetro sem carga, a carga na válvula de

pé é obtida riscando-se a carta no meio do curso descendente com a unidade parada e a carga

na válvula de passeio é obtida riscando-se a carta no meio do curso ascendente, também com

a unidade parada.

Unidade de bombeio

É o equipamento que converte o movimento rotativo do motor em movimento

alternativo das hastes. A unidade de bombeio (UB) a ser escolhida para determinado poço

deve levar em consideração o máximo torque, a máxima carga e o máximo curso de haste

polida que irão ocorrer no poço. Essas três considerações devem ser atendidas para UB não

sofrer danos quando estiver operando.

A unidade de bombeio tem uma estrutura composta por base, tripé, viga transversal ou

balancim, cabeça da UB, biela e manivela.

A base é moldada em concreto ou formada por perfis de aço, servindo como base para

prender devidamente alinhados, o tripé, caixa de redução e o motor.

O tripé é formado por três ou quatro perfis de aço, tem função de suportar toda a carga

da haste polida.

58

A viga transversal ou balancim é uma viga de aço apoiada em seu centro por um

mancal que está preso no topo do tripé, tendo a função de suportar a carga da haste polida de

um lado e a força transmitida pela biela do outro.

A cabeça da unidade de bombeio está localizada em uma das extremidades do

balancim, suportando a carga da haste polida por meio de dois cabos de aço (cabresto) e uma

barra carreadora. A cabeça da UB tem uma geometria que faz com que a haste polida faça o

seu movimento verticalmente no poço, reduzindo esforços e atrito no “tê de surgência”.

A biela e manivela têm função de transmitir o movimento ao balancim. O curso da

haste polida é determinado pela distância do eixo da manivela ao mancal da biela. Se alterar a

posição onde a biela é presa à manivela este curso pode ser modificado. Na Figura 38 é

mostrada uma unidade de bombeio típica com suas partes principais.

Figura 38 - Unidade de bombeio


59

Contrapesos

Os contrapesos são utilizados para prolongar a vida útil do motor. O motor só é

solicitado a fornecer energia para elevar os fluidos no curso ascendente, pois no curso

descendente a força da gravidade é responsável pelo movimento das hastes.

Para aumentar a vida útil do motor, ele deve ser exigido da forma mais contínua

possível. Se a UB for corretamente balanceada o torque máximo no curso ascendente é igual

ao torque máximo no curso descendente.

Os contrapesos são utilizados na manivela ou no balancim, para que no curso

ascendente os contrapesos desçam diminuindo a potência requerida do motor e no curso

descendente, o motor deve fornecer energia para elevar os contrapesos. Portanto este

balanceamento só é alcançado se for bem ajustado a posição e a quantidade de contrapesos na

unidade de bombeio.

Caixa de redução

A caixa de redução tem a função de transformar a energia de alta velocidade e baixo

torque do motor em energia de alto torque e baixa velocidade. A velocidade reduzida é de

aproximadamente 600 rpm do motor para 20 cpm da coluna de hastes. A caixa de redução é a

parte mais cara da UB, pois corresponde aproximadamente a 50% do custo total da unidade

de bombeio.

Motor

Podem ser utilizados na UB, motores elétricos ou de combustão interna. A utilização

vai depender do custo beneficio de cada um. Em locais onde tem energia elétrica disponível

são utilizados motores elétricos por três fatores: maior eficiência, menor custo operacional e

menor ruído. No entanto em locais isolados, onde a construção de uma rede para distribuição

de energia elétrica não seja viável economicamente, os motores utilizados serão os de

combustão interna (THOMAS, 2004).

60


Este acompanhamento do poço produzindo pelo BM é feito através de testes de

produção, cartas dinamométricas e registros de sonolog (registra a profundidade em que se

encontra o nível dinâmico e o nível estático do anular). O sonolog consiste na detonação de

uma pequena carga explosiva na superfície, gerando um pulso acústico que se propaga pela

coluna e é receptado na superfície por um receptor que registra a reflexão do pulso nas luvas

da coluna de produção e no nível de líquido no anular, determinando a profundidade do nível

dinâmico ou estático (THOMAS, 2004).

2.2.2.4 Bombeio por cavidades progressivas

O bombeio por cavidades progressivas (BCP), é um método de elevação utilizado para

elevar petróleo, sendo aplicado em poços não muito profundos e tendo como limitação o

diferencial de pressão sobre a bomba.

No BCP a transferência de energia ao fluido é feita através da utilização de uma

bomba de cavidades progressivas. Esta bomba de deslocamento positivo trabalha imersa em

poços de petróleo e é constituída de rotor e estator. A ação do bombeio é realizada através do

giro do rotor no interior do estator originando um movimento axial das cavidades,

progressivamente no sentido da sucção para a descarga. O acionamento da bomba pode ser

originado da superfície através da coluna de hastes e um cabeçote de acionamento, ou no

fundo do poço devido um acionador elétrico ou hidráulico acoplado á bomba (THOMAS,

2004).

Na Figura 39 são indicados os equipamentos de um poço equipado para produzir por

BCP.

61

Figura 39 - Sistema de bombeio por cavidades progressivas


Existem estudos em fase experimental de substituição da coluna de hastes, por um

motor elétrico de fundo acoplado a um redutor de velocidades, sendo operado de maneira

semelhante ao bombeio mecânico submerso.

Equipamentos de superfície

Cabeçote

Este equipamento se encontra localizado entre o motor e a coluna de hastes. Ele tem

como funções: Transmitir o movimento de rotação do motor para a coluna de hastes, reduzir a

velocidade de bombeio (100 a 500 rpm), sustentar os esforços axiais da coluna de hastes e

vedar o espaço anular entre a coluna de hastes e a coluna de produção através do stuffinf Box,

não permitindo o vazamento de fluídos para o meio ambiente.

Os cabeçotes utilizados são acionados através de um motor elétrico trifásico por meio

de correias e polias. A redução vertical possui transmissão de rotação direta do eixo polido do

62

cabeçote, utilizando motores de 900 ou 1.200 rpm, em poços com velocidade de bombeio

acima de 300 rpm. Na redução angular possui um redutor de velocidade mecânico tipo coroa

e pinhão, utilizados em poços em que são necessárias baixas velocidades de bombeio e podem

ser utilizados com qualquer tipo de motor elétrico.

Existe um sistema de freio mecânico responsável por travar o cabeçote quando

acontece uma parada de funcionamento, sendo por desligamento intencional ou falta de

energia. Esse freio age quando a velocidade de rotação das hastes chega à zero, impedindo o

movimento de reversão da coluna de hastes. Esse movimento reverso livre ocasionará danos

ao equipamento e perigo para os profissionais de operação, pois pode atingir velocidades

muito elevadas.

Motor

No bombeio por cavidades progressivas são utilizados motores elétricos ou de

combustão interna. Os motores elétricos apresentam maior eficiência, menores custos de

manutenção, menor ruído, custos mais baixos de operação, além de serem operados

facilmente. Os motores a combustão interna são utilizados onde não há disponibilidade de

energia elétrica próximo ao local do poço.

Quadro de comandos

O quadro de comandos tem como função proteger o motor, cabeçote e bomba para

evitar danos nesses equipamentos do BCP. Quando é utilizado motores elétricos o quadro

contém um relé térmico que desliga o conjunto quando a amperagem é maior que a máxima

permissível. No caso da utilização de motores de combustão interna o sistema pode ser

desligado devido à pressão do óleo, baixo nível de combustível ou temperatura excessiva do

motor (THOMAS, 2004).

63

Equipamentos de subsuperfície

Bomba de subsuperfície

Um sistema de BCP consta de uma bomba de subsuperfície composta unicamente de

um rotor helicoidal e de um estator, ou camisa. O rotor é uma peça usinada de aço em formato

de um espiral macho, revestido por uma camada de cromo para reduzir o efeito da abrasão. O

estator é fabricado em material macio, geralmente um elastômetro, moldado no formato de

espiral fêmea, com uma espira a mais do que o rotor. No momento em que as duas peças são

encaixadas é formado entre elas uma série de espaços seqüenciais estanques, onde irá se alojar

o fluido produzido.

O bombeio do fluido que entra na sucção da bomba é ocasionado pela rotação do rotor

em relação ao estator, provocando o deslocamento dessas cavidades de uma extremidade da

bomba para a outra, resultando na entrada do fluido da bomba. Não são utilizados válvulas

para controlar o fluxo de fluido pela bomba, pois o fluxo é contínuo e praticamente constante.

Na Figura 40 é representada a geometria do rotor e do estator e a variação das cavidades para

três posições diferentes do rotor.

Figura 40 - Geometria do rotor, estator e variação das cavidades


No período que determina a vida produtiva do poço é necessário que seja feito um

acoplamento freqüente e cuidadoso do nível de fluido no anular, pois a falta de fluido em

64

quantidade suficiente para lubrificar e resfriar a bomba pode causar um superaquecimento e

queimar a borracha do estator.

O tipo de bomba vai depender do sistema de ancoragem, elas podem ser tubulares ou

insertáveis. Nas bombas tubulares o estator desce enroscado na coluna de tubos e o rotor

conectado à coluna de hastes. Em relação às bombas insetáveis, as tubulares apresentam como

vantagens melhor eficiência no bombeio de fluidos viscosos e parafínicos, por poderem

operar com rotações menores e pela disponibilidade de bombas para vazões de até 230 m³/dia.

Nas insertáveis a bomba ficará presa no fundo do poço. A bomba completa é descida

e acoplada á coluna de hastes. A sua principal vantagem é a possibilidade de trocar o conjunto

de fundo sem ocasionar movimentos à coluna de produção, além de requerer sondas de menor

capacidade. A desvantagem é que só tem bombas disponíveis para pequenas vazões (até 70

m³/dia).

A bomba utilizada em determinado poço vai ser selecionada de acordo com a vazão

desejada, dimensões da coluna de produção e do revestimento e características do fluido a ser

bombeado, profundidade de assentamento.

Coluna de hastes

Na coluna de hastes é onde ocorre a carga axial e torques máximos. Esses esforços

ocorrem na haste polida, por isso a mesma deverá ser dimensionada de forma que o suporte.

A carga axial máxima corresponde à soma do peso da coluna de haste no fluido mais a

carga atuando sobre o rotor referente ao diferencial de pressão sobre a bomba. O torque

máximo corresponde à soma do torque hidráulico (corresponde à energia para deslocar o

fluido pela bomba), e de fricção na bomba (perdas por fricção no interior da bomba entre o

estator e o rotor), mais o torque resistente da coluna de hastes (corresponde à dificuldade de

girar as hastes no interior do fluido) (THOMAS, 2004).


No bombeio por cavidades progressivas o acompanhamento da produção é feito

através de testes de produção, verificação de vibrações no cabeçote e registros de sonolog

(THOMAS, 2004).

65

3 MATERIAL E MÉTODOS

Por se tratar de um trabalho de revisão de literatura, foi realizada uma ampla pesquisa

bibliográfica dentro da engenharia do petróleo.

A primeira etapa aborda conceitos fundamentais relacionados ao petróleo. A segunda

parte do estudo apresenta os métodos de elevação utilizados para extração do óleo petrolífero,

suas inovações e melhorias.

Numa fase mais aprofundada dentro do tema específico da pesquisa foi realizada uma

pesquisa a respeito dos estudos feitos sobre métodos de elevação, com ênfase nas inovações e

melhorias nos métodos já existentes.

66

4 RESULTADOS E DISCUSSÕES

As discussões nesse trabalho serão feitas em função do levantamento que foi realizado

sobre as pesquisas, dentro da literatura, sobre os métodos de elevação existentes na

engenharia de petróleo e suas inovações do ponto de vista tecnológico.

4.1 PESQUISAS REALIZADAS SOBRE MÉTODOS DE ELEVAÇÃO

Sendo os métodos de elevação o objetivo principal deste trabalho, foi realizada uma

ampla revisão de literatura de forma a obter resultados de pesquisas realizadas nessa temática.

Alguns autores clássicos pesquisaram a respeito do assunto e a seguir serão listados.

Barreto Filho (1993): O autor, em pesquisa realizada em sistema de bombeio

mecânico, percebeu que para ocorrer uma ótima operação desse sistema, é necessário o

controle permanente sobre o comportamento da carga atuante na profundidade em que se

encontra assentada a bomba de fundo. No entanto, segundo o mesmo autor, apenas um

dinamômetro de superfície é responsável por registrar, com a coluna de hastes em movimento,

o valor numérico das forças que atuam na extremidade superior da haste polida. O resultado

obtido foi o traçado de uma carta dinamométrica de superfície, a qual nada mais representa do

que os efeitos gerados pela carga atuante na bomba de fundo, após terem se propagado através

da coluna de hastes. Para o autor o bombeio mecânico é o método de elevação artificial de

petróleo mais utilizado no Brasil, aplicado apenas nos campos de produção terrestres.

Patrício (1996): Em pesquisa realizada sobre gás-lift e o bombeio mecânico com

hastes percebeu-se que estão entre os métodos de elevações mais utilizados na industria do

petróleo. Sendo o gás-lift utilizado tanto em poços terrestres (onshore) como marítimos

(offshore). Na elevação artificial há equipamentos que providenciam energia adicional ao

sistema, esta energia a mais é normalmente gerada na superfície, e transmitida ou injetada

para o poço.

67

Bezerra (2002): Segundo o autor, as atividades de análises e seleção de um método de

elevação envolvem a pesquisa e organização de várias informações relativas ao reservatório,

ao projeto do poço e às características dos fluidos que serão produzidos, além das

considerações de especialistas envolvidos com a produção dos poços. Os equipamentos de

elevação artificial de petróleo são tecnologias que visam proporcionar e manter a produção de

óleo de um poço ou de um conjunto de poços, visando maximizar o retorno financeiro do

projeto de produção, durante as diferentes fases que compõem a vida produtiva de um poço,

do campo ou do reservatório de petróleo. Os métodos de elevação artificial como o bombeio

mecânico com hastes e o bombeio por cavidades progressiva não são vistos como opções

viáveis na produção offshore (produção de petróleo nos poços marítimos), sendo utilizados

amplamente em terra. No entanto o bombeio centrífugo submerso e o gás-lift contínuo

possuem larga aplicação no mar.

Nascimento (2005): Segundo o autor o primeiro método de elevação artificial que

surgiu na indústria de petróleo foi o bombeio mecânico com hastes. Sua importância se reflete

no número de instalações existentes no mundo, sendo 87% equipados para produzir por

bombeio mecânico (BM), 6% por bombeio por cavidades progressivas (BCP), 2% bombeio

centrífugo submerso (BCS), 2% gás-lift contínuo (GLC), 2% surgência (SURG). No entanto,

segundo o Thomas (2004), surgência é um método de elevação natural não justificando a

presença deste método na Figura 41.

Figura 41 – Métodos de elevação artificial

Fonte: Nascimento (2005)

68

Nunes (2008): Para esse autor, o bombeio mecânico é o método de elevação mais

utilizado no mundo, sendo 87% dos poços no mundo equipados para produzir com ele,

também é o mais antigo e utilizado somente em poços localizados em terra. Um parâmetro

fundamental para a escolha do método de elevação é a pressão estática do reservatório, que

define se a elevação se dá tão somente pela energia natural do reservatório (conhecida como

surgência) ou se métodos artificiais são necessários para complementar essa energia e elevar

os fluidos desde o fundo do poço, até as instalações de produção.

Santarém (2009): A substituição da injeção de gás natural por nitrogênio para elevar a

pressão do reservatório, além de ter desvantagens como todos os métodos de elevação têm,

poderia ser utilizado com a tecnologia tradicional do gás-lift pelo simples fato de o nitrogênio

ser um gás inerte, e que com esta substituição o gás natural deixaria de ser um insumo para

esta área da indústria e passaria a ser um produto para o mercado consumidor. Isto seria de

grande importância, principalmente, pelo aumento da demanda de gás natural verificado no

Brasil nos últimos anos, pode ser um meio de aumentar o volume de gás natural disponíveis

para venda. Para Santarem, 95% dos poços que produzem pelos métodos de elevação de gás-

lift, utilizam o gás-lift contínuo.

Silva (2009) e Peres (2009): De acordo com os autores, a Elevação artificial abarca

todos os métodos de elevação que utilizam equipamentos específicos que reduzem a pressão

de fluxo no fundo do poço, fazendo aumentar o diferencial de pressão sobre o reservatório,

resultando em um aumento da vazão do poço.

Teixeira (2010): Em termos tecnológicos, os métodos de elevação são diferenciados

pelos equipamentos de que se compõem destinados a atender a diferentes condições de

campo. Alguns métodos aparecem largamente em uso em poços onshore e outros são mais

adequados para produção offshore. Métodos como o Bombeio Mecânico com hastes, o

Bombeio por Cavidades Progressivas, o Bombeio Centrífugo Submerso, o gás-lift Contínuo e

o gas-lift Intermitente representam aplicações típicas para poços terrestres em campos no

Brasil.

69

De acordo com os autores as etapas do petróleo da prospecção a completação tem

influência direta na retirada do petróleo do reservatório, pois a ocorrência de algum erro nas

etapas anteriores a produção irá afetar no volume de fluidos que conseguem ser elevados até a

superfície. Estas etapas tem que ser bem elaboradas, extraindo do reservatório e da formação

rochosa a maior quantidade de informações, para que seja escolhido o melhor método de

elevação para esse determinado poço. Todos os métodos de elevação tem vantagens e

desvantagens, então é necessário profissionais treinados com conhecimento específico em

cada método de elevação, para de acordo com as informações obtidas fazer a escolha

adequada do melhor método a ser utilizado.

4.2 CONSIDERAÇÕES FINAIS DA SEÇÃO

O método de elevação artificial mais adequado para ser utilizado em um poço de

petróleo vai depender de vários fatores, entre eles: o número de poços, diâmetro do

revestimento, produção de areia, razão gás-líquido, vazão, profundidade do reservatório,

viscosidade dos fluidos, mecanismo de produção do reservatório, disponibilidade de energia,

acesso aos poços, distância dos poços às estações ou plataformas, equipamentos disponíveis,

pessoal treinado, investimento, custo operacional, segurança, entre outros.

Os métodos de elevação artificial apresentam vantagens e desvantagens, então é

necessário conhecer bem cada método, para só depois optar por um deles para determinado

poço (THOMAS, 2004).

70

5 CONCLUSÕES

Esse trabalho teve como objetivo a realização de uma pesquisa bibliográfica sobre as

pesquisas realizadas sobre métodos de elevação utilizados na engenharia de petróleo. Partindo

do levantamento bibliográfico e em função das condições de realização do trabalho conclui-se

que:

Os métodos de elevação tem grande importância para a indústria de petróleo, por serem

responsáveis pela retirada do petróleo contido na formação rochosa e transportá-lo até a

superfície;

O bombeio mecânico com hastes foi o primeiro método de elevação que surgiu na

indústria de petróleo, tendo sua aplicação restrita apenas para poços terrestres;

A escolha entre a elevação natural ou métodos de elevação artificial, depende da pressão

estática do reservatório, que define se a elevação se dá tão somente pela energia natural

do reservatório ou se métodos artificiais são necessários para complementar essa energia;

Os métodos de elevação artificial são utilizados no final da vida produtiva por surgência

ou quando a vazão dos poços está muito abaixo do que poderiam produzir;

Devido a especificidade de cada método, o bombeio mecânico com hastes e o bombeio

por cavidades progressiva não são vistos como opções viáveis para produzir petróleo em

poços marítimos, sendo utilizados amplamente em poços terrestres;

O bombeio centrífugo submerso e o gás-lift contínuo possuem larga aplicação na

produção marítima;

Os métodos de elevação são diferenciados pelos equipamentos que os compõem

destinados a atender a diferentes condições de campo.

71

Todos os métodos de elevação têm vantagens e desvantagens. Então a escolha de cada

método deve ser baseada nas condições de extração, localização do poço, propriedades

dos fluidos, disponibilidade de equipamentos e energia, informações obtidas

anteriormente, custo operacional, segurança, profissionais treinados com conhecimentos

específicos em cada método, etc.

Atualmente o bombeio mecânico com hastes é o método mais utilizado no Brasil e no

mundo, podendo ser instalado para elevar vazões médias de poços rasos ou baixas vazões

para grandes profundidades.

72

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