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UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE
CENTRO DE TECNOLOGIA – CT
CURSO DE ENGENHARIA DO PETRÓLEO - CEP
TRABALHO DE CONCLUSÃO DE CURSO
DESENVOLVIMENTO DE UM SIMULADOR PARA ANÁLISE DO PROCESSO
DE DESCARGA EM POÇOS EQUIPADOS COM GAS LIFT
GEILSON DE MACEDO BIBIANO
Orientadora: Profª. Dra. Carla Wilza Souza de Paula Maitelli
Novembro de 2016
DESENVOLVIMENTO DE UM SIMULADOR PARA ANÁLISE DO PROCESSO
DE DESCARGA EM POÇOS EQUIPADOS COM GAS LIFT
GEILSON DE MACEDO BIBIANO
Novembro de 2016
DEDICATÓRIA
Dedico este trabalho a minha família e
a cada professor que fez parte da
minha formação acadêmica.
AGRADECIMENTOS
A Deus, por me ajudar a discernir cada etapa da vida.
A minha família, em especial a minha mãe, por todo o carinho, confiança
e força durante minha caminhada.
A minha orientadora, Profª. Dra. Carla Wilza Souza de Paula Maitelli, por
todo o conhecimento passado, pela paciência nos ensinamentos, pelos
conselhos dados, pelo carinho transmitido e por acreditar no meu potencial.
Ao Prof. Dr. Rutácio de Oliveira Costa pelo grande apoio, conhecimento,
incentivo, sugestões e ideias que fortaleceram o trabalho.
Ao Prof. Dr. Edney Rafael Viana Pinheiro Galvão, pela confiança em
mim depositada, pelos ensinamentos e incentivos durante a minha graduação.
A todos os professores do departamento de engenharia do petróleo que
contribuíram para a minha formação acadêmica.
Aos meus amigos, Gabriel Bessa, Hannah Licia, Úrsula Jácome, Felipe
Kenneth e Raphael Eliedson pelos conhecimentos compartilhados, pela ajuda
no trabalho e pelos momentos descontraídos.
A todos os meus amigos que fizeram parte dessa caminhada e que de
alguma forma contribuíram para ela.
Ao Laboratório de Automação em Petróleo (LAUT/UFRN) por tornar
possível a realização do trabalho.
Ao apoio financeiro da ANP – Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural
e Biocombustíveis; do FINEP – Financiadora de Estudos e Projetos e do MCTI
– Ministério da Ciência, Tecnologia e Informação por meio do programa de
Recursos Humanos da ANP para o setor de Petróleo e Gás – PRH43-
ANP/MCTI.
BIBIANO, Geilson de Macedo - Desenvolvimento de um Simulador para
Análise do Processo de Descarga em Poços Equipados com Gas Lift, Curso de
Engenharia do Petróleo, Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Natal –
RN, Brasil.
Orientadora: Profª. Dra. Carla Wilza Souza de Paula Maitelli
RESUMO
Este trabalho apresenta o desenvolvimento de um simulador para análise do
processo de descarga em poços equipados com Gas Lift considerando os
efeitos transientes do fluxo multifásico durante o processo. A ferramenta
computacional objetiva a reprodução dos resultados obtidos por Capucci
(1990), que em sua dissertação de mestrado foi o pioneiro a estudar o regime
transiente através da modelagem computacional e matemática usando
equações de conservação de massa de líquido e do gás, e a equação da
conservação da quantidade de movimento da mistura. O programa simula a
descarga de poço, ou seja, o mecanismo de retirada do fluido de
amortecimento presente tanto no anular como na coluna através da injeção de
gás na superfície, deslocando o fluido do anular para o interior da coluna por
meio de válvulas de Gas Lift. Os resultados obtidos no trabalho foram
organizados em gráficos que ilustram as curvas de pressões na coluna de
produção e no anular, as vazões de líquido e de gás nas válvulas instaladas na
coluna, as velocidades superficiais da fase líquida e gasosa, e também o
holdup líquido em diferentes locais do poço. Para a validação dos resultados,
os mesmos foram comparados com aqueles obtidos por Capucci (1990)
considerando duas situações. A primeira refere-se à utilização de apenas uma
válvula de Gas Lift, e a segunda aborda o uso de três válvulas a diferentes
profundidades e pressões de calibração. Após a comparação, contatou-se que
embora os resultados deste trabalho estejam coerentes com o estudo proposto,
eles não são iguais aos valores calculados por Capucci (1990), inferindo-se a
necessidade de um futuro aperfeiçoamento e revisão do simulador
desenvolvido.
Palavras-chave: Gas Lift, Descarga de Poço, Efeitos Transientes, Simulador.
BIBIANO, Geilson de Macedo - Desenvolvimento de um Simulador para
Análise do Processo de Descarga em Poços Equipados com Gas Lift, Curso de
Engenharia do Petróleo, Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Natal –
RN, Brasil.
Orientadora: Profª. Dra. Carla Wilza Souza de Paula Maitelli
ABSTRACT
This work shows the development of a simulator to analyze the Gas Lift
unloading process considering the multi-phase flow transient effects. The
computational tool try to reproduce the results obtained by Capucci (1990),
which was the first to study the transient regime through computer and
mathematics modeling using mass balance equations for liquid and gas phases
as well as mixtures momentum equations. The tool simulates the unloading
process, which is the mechanism of removing the fluid presents in the annulus
and tubing through gas injection at the surface, moving the fluid from the
annulus to tubing by Gas Lift valves. The results obtained in this work were
organized in graphics that illustrate the following curves: tubing pressure and
annulus pressure, liquid and gas rate through the valves, superficial velocities
for liquid and gas, and liquid holdup in different well points. To validate the
results, they were compared to the ones determined by Capucci (1990)
assuming two study cases. The first one considered only one Gas Lift valve
while the second case assumes three valves located at different depths and
distinct pressure calibration from each other. After comparing, it was observed
that even though the results from this work are coherent with the studies, they
are not equals to Capucci (1990) calculated values, concluding the need for an
improvement and review of the developed simulator.
Keywords: Gas Lift, Unloading Process, Transient effects, simulator.
Sumário
1. INTRODUÇÃO ............................................................................................. 13
1.1. Objetivo Geral ................................................................................... 14
1.1.1. Objetivos Específicos ............................................................ 14
2. ASPECTOS TEÓRICOS .............................................................................. 16
2.1. Método de Elevação por Gas Lift ...................................................... 16
2.1.1. Mecanismo de Descarga de Poço ......................................... 17
2.1.2. Válvulas de Orifício ................................................................ 19
2.1.3. Válvulas de Pressão .............................................................. 20
2.2. Modelagem Matemática .................................................................... 22
2.2.1. Equação da Continuidade ..................................................... 22
2.2.2. Equação da Conservação da Quantidade de Movimento ..... 24
2.2.3. Cálculo do Fator de Fricção de Duas Fases ....................... 25
2.2.4. Cálculo do Holdup Líquido..................................................... 28
3. METODOLOGIA E DESENVOLVIMENTO DO SIMULADOR ..................... 31
3.1. Interface Gráfica ............................................................................... 32
3.1.1. Tela Inicial ............................................................................. 32
3.1.2. Tela de Entrada de Dados ..................................................... 33
3.1.3. Tela dos Perfis Gerados ........................................................ 34
4. RESULTADOS E DISCUSSÕES ................................................................. 37
4.1. Caso 1............................................................................................... 38
4.1.1. Pressão na Coluna de Produção ........................................... 39
4.1.2. Pressão no Anular ................................................................. 41
4.1.3. Vazão de Líquido ................................................................... 43
4.1.4. Vazão de Gás ........................................................................ 44
4.1.5. Velocidade Superficial do Líquido ......................................... 46
4.1.6. Velocidade Superficial do Gás ............................................... 48
4.1.7. Holdup Líquido ...................................................................... 50
4.2. Caso 2............................................................................................... 51
4.2.1. Pressão na Coluna – 3 Válvulas ............................................ 52
4.2.2. Pressão no Anular – 3 Válvulas ............................................. 54
5. CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES ...................................................... 57
5.1. Conclusões ....................................................................................... 57
5.2. Recomendações ............................................................................... 58
6. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ............................................................ 60
Lista de Figuras
Figura 1. Tipos de Válvulas de Gas Lift ........................................................... 17
Figura 2. Ilustração do processo de descarga de um poço ............................. 18
Figura 3. Mapa dos padrões de escoamento de Beggs & Brill (1986) ............. 25
Figura 4. Tela inicial do programa ................................................................... 32
Figura 5. Tela de Entrada de Dados ................................................................ 33
Figura 6. Tela dos perfis de pressão na coluna ............................................... 35
Figura 7. Pressões na Coluna de Produção – caso 1 ..................................... 39
Figura 8. Pressões na coluna de produção ..................................................... 40
Figura 9. Pressões no Anular – caso 1 ............................................................ 41
Figura 10. Pressão no anular .......................................................................... 42
Figura 11. Vazão de líquido – Caso 1 ............................................................. 43
Figura 12. Vazão de líquido ............................................................................. 44
Figura 13. Vazão de gás – Caso 1 .................................................................. 45
Figura 14. Vazão de gás ................................................................................. 45
Figura 15. Velocidade superficial do líquido – caso 1 ...................................... 46
Figura 16. Velocidade superficial do líquido .................................................... 47
Figura 17. Velocidade superficial do gás – caso 1 .......................................... 48
Figura 18. Velocidade superficial do gás ......................................................... 49
Figura 19. Perfis do Holdup líquido – caso 1 ................................................... 50
Figura 20. Holdup líquido................................................................................. 51
Figura 21. Pressões na Coluna de Produção – caso 2 ................................... 52
Figura 22. Pressões na Coluna (3 Válvulas) ................................................... 53
Figura 23. Pressões no Anular – caso 2 .......................................................... 55
Figura 24. Pressão no Anular (3 válvulas) ....................................................... 55
Lista de Tabelas
Tabela 1. Coeficientes do método de Biglarbigi ............................................... 21
Tabela 2. Condições para a determinação do padrão de escoamento ............ 26
Tabela 3. Coeficientes empíricos do holdup líquido horizontal de Beggs &
Brill ................................................................................................................... 27
Tabela 4. Coeficientes empíricos de Beggs & Brill para o parâmetro C .......... 27
Tabela 5. Parâmetros de entrada e suas respectivas unidades ...................... 34
Tabela 6. Casos analisados na simulação ....................................................... 37
Tabela 7. Dados de Entrada ............................................................................ 38
Tabela 8. Dados para a válvula do caso 1 ....................................................... 39
Tabela 9. Dados para as válvulas do caso 2 ................................................... 52
Lista de Símbolos e Abreviaturas
Qg Vazão volumétrica pela válvula de Gas Lift (ft³/s)
d Diâmetro do orifício da válvula de Gas Lift (ft)
P1 Pressão a montante da válvula de Gas Lift (psia)
P2 Pressão a jusante da válvula de Gas Lift (psia)
K Razão entre calores específicos
yg Densidade do gás
T Temperatura (ºF)
r Razão entre a pressão a jusante e a pressão a montante do orifício
Y Efeito da compressibilidade do gás
Cd Coeficiente de descarga
Prev Pressão no revestimento (psia)
Diferencial de pressão entre o revestimento e a coluna de produção
Pcal Pressão de calibração da válvula de Gas Lift (psia)
Pcal@80 Pressão de calibração da válvula de Gas Lift a 80 ºF (psia)
PFo Pressão mínima requerida no revestimento para que a válvula possa
se comportar como uma válvula de orifício (psia)
Pvc Pressão de fechamento da válvula (psia)
R Razão entre a área do orifício e a área do fole da válvula
BSW Fração de água
HL Fração de líquido com escorregamento
Hg Fração de gás com escorregamento
VSL Velocidade superficial do líquido (ft/s)
VSG Velocidade superficial do gás (ft/s)
Vm Velocidade da mistura (ft/s)
Vazão mássica de líquido por unidade de volume (lb/s*ft³)
Vazão mássica de gás por unidade de volume (lb/s*ft³)
Volume do espaço anular ocupado pelo gás (ft³)
Qgs Vazão de injeção de gás na superfície (ft³/s)
g Aceleração da gravidade (ft/s²)
VL Velocidade do Líquido (ft/s)
VG Velocidade do gás (ft/s)
Vs Velocidade de escorregamento (ft/s)
D Diâmetro interno da tubulação (ft)
Rey Número de Reynolds
Nlv Número da velocidade do líquido
NFR Número da mistura de Froude
Z Fator de compressibilidade do gás
Letras Gregas
Razão entre o diâmetro do orifício e o diâmetro interno da válvula a
montante
Massa específica do líquido (lb/ft³)
Massa específica do óleo (lb/ft³)
Massa específica do gás (lb/ft³)
Massa específica da mistura (lb/ft³)
Viscosidade da mistura (cp)
Viscosidade do líquido (cp)
Viscosidade do gás (cp)
Massa específica do gás nas condições padrão (lb/ft³)
Massa específica da mistura sem escorregamento (lb/ft³)
Fração de líquido com escorregamento
Fração de gás com escorregamento
Rugosidade da tubulação (ft)
Fator de correção do holdup líquido
Ângulo de inclinação do poço com a horizontal (Rad)
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2016.2 UFRN/CT
Geilson de Macedo Bibiano 13
1. Introdução
O método de elevação artificial Gas Lift consiste no uso da energia de
um gás pressurizado em um determinado ponto da coluna de produção com o
objetivo de elevar os fluidos até a superfície (Brown, 1980). Com a injeção do
gás, há a redução da massa específica do fluido e da pressão necessária para
elevá-lo, de forma que os hidrocarbonetos escoam mais facilmente,
possibilitando assim, uma melhor produção do petróleo.
Antes da aplicação do método de elevação por Gas Lift é realizado um
estudo de projeto para alcançar um melhor desempenho durante a elevação
dos fluidos. Na fase inicial que antecede a produção de fluidos do reservatório
é feita a descarga do poço, ou seja, gás é injetado para retirar o fluido de
amortecimento presente no anular. Durante este processo, pode-se
desenvolver um fluxo multifásico em regime transitório, o que influencia no
projeto de instalação das válvulas de Gas Lift na coluna de produção (Capucci,
1990).
O estudo do regime transiente com a aplicação de Gas Lift na descarga
de poço é pouco encontrado na literatura, porém existem trabalhos que
abordam o assunto. Capucci, em 1990, por meio de sua dissertação de
mestrado “Simulação de descarga de poços através de válvulas de Gas Lift” foi
o primeiro a desenvolver um modelo computacional considerando o regime
transiente baseado nas equações de conservação de massa de líquido e do
gás, assim como na equação da conservação da quantidade de movimento da
mistura. Entretanto, Capucci não considerou a transferência de massa entre as
fases líquidas e gasosas.
Martins, em 1991, também através de sua dissertação de mestrado
“Efeitos transientes no projeto e análise de Gas Lift contínuo” analisou os
efeitos transientes do fluxo multifásico na descarga de poço utilizando uma
versão do simulador desenvolvido por Capucci (1990). Avest e Oudeman, em
1994, estudaram a instabilidade do método de Gas Lift através de um
simulador que também considerava o regime transiente. Finalmente, Tang et al
(1999) estudaram as características do processo de descarga considerando o
regime transiente e utilizando um simulador dinâmico para descrever o
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2016.2 UFRN/CT
Geilson de Macedo Bibiano 14
processo. Além disso, foi assumido também que há o efeito do retorno de
líquido para dentro da formação.
Portanto, entendendo a importância do estudo do regime de fluxo
transiente durante a descarga de poços, foi desenvolvida neste trabalho uma
ferramenta computacional através da linguagem de programação Visual Basic.
NET para simular a aplicação de Gas Lift Contínuo na retirada do fluido de
amortecimento do anular. O programa gera para o usuário os perfis de pressão
na coluna e no anular para diferentes profundidades, mostra resultados das
vazões de líquido e de gás nas válvulas de Gas Lift e propriedades como as
velocidades superficiais do líquido e do gás.
1.1. Objetivo Geral
O objetivo deste trabalho é desenvolver um simulador para análise do
processo de descarga em poços equipados com Gas Lift para reproduzir os
resultados obtidos por Capucci (1990) que também considera os efeitos
transientes do fluxo multifásico durante o processo.
1.1.1. Objetivos Específicos
Obter os perfis de pressão na coluna de produção e no anular para
diferentes profundidades;
Gerar as curvas da variação das vazões de líquido e de gás nas válvulas
de Gas Lift e na superfície;
Obter os perfis das velocidades superficiais dos componentes e do
holdup líquido;
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2016.2 UFRN/CT
Geilson de Macedo Bibiano 16
2. Aspectos Teóricos
2.1. Método de elevação por Gas Lift
O método de elevação artificial por Gas Lift consiste em um processo
mecânico no qual ocorre a injeção de gás a alta pressão no anular do poço e,
posteriormente, na coluna de produção com o objetivo de gaseificar o fluido a
ser produzido para possibilitar sua elevação. Esta injeção de gás pode ocorrer
através dos métodos de Gas Lift Contínuo, na qual há um fluxo constante de
gás sendo injetado, ou Gas Lift Intermitente, na qual o gás é injetado
ciclicamente.
No Gas Lift Contínuo, o volume de gás injetado diminui a massa específica
do fluido até reduzir a pressão no fundo do poço, o que permitirá a produção do
petróleo, já que a pressão no reservatório será suficiente para elevar os
hidrocarbonetos. Uma das características desse método é que ele pode ser
aplicado em poços com índice de produtividade elevado (Brown, 1980).
Já no Gas Lift Intermitente, que é aplicado de forma cíclica, o gás é injetado
abaixo da coluna de fluido para elevá-lo como uma golfada até a superfície.
Este processo cíclico ocorre sempre que uma nova coluna de fluido é formada
acima do ponto de injeção de gás. Este método pode ser usado para poços
que apresentam alto índice de produtividade com baixa pressão estática ou
poços que possuem baixo índice de produtividade e baixa pressão estática
(Brown, 1980).
Para uma eficiente elevação do fluido é necessário um dimensionamento
correto para o sistema de Gas Lift e identificar os espaçamentos e localizações
das válvulas ao longo da coluna de produção. Assim, por exemplo, é preciso
que haja um compressor adequado para a injeção de gás na superfície e
válvulas na subsuperfície que controlam o fluxo de gás do anular para a coluna.
Tais válvulas, por sua vez, devem ser configuradas para não permitirem fluxo
reverso e estarem calibradas adequadamente.
As válvulas de Gas Lift, alocadas nos mandris, são classificadas de acordo
com suas funcionalidades e características. Dessa forma, elas são divididas em
dois grupos: como válvulas de descarga, que são usadas para iniciar as
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2016.2 UFRN/CT
Geilson de Macedo Bibiano 17
operações de Gas Lift e são normalmente fechadas durante a produção, e
como válvulas operadoras, que são aquelas que controlam o fluxo de gás para
a coluna durante o processo de injeção (Takács, 2005). Além disso, os
principais tipos de válvulas (ilustradas na Figura 1) são:
A válvula de orifício, que é aplicada como válvula operadora;
A válvula de pressão ou calibrada, que depende das pressões para
estar aberta ou fechada;
A válvula cega, que bloqueia o orifício do mandril.
Figura 1. Tipos de Válvulas de Gas Lift
Fonte: Góis, 2014
Neste trabalho, onde o gás será injetado apenas no anular, será abordado
os conceitos de válvulas de orifício e de pressão, uma vez que a válvula
operadora será considerada do tipo orifício e as demais válvulas de descarga
do tipo de pressão.
2.1.1. Mecanismo de Descarga de Poço
O mecanismo de descarga de poço consiste na retirada do fluido de
amortecimento que está presente na coluna de produção e no anular. Para
tanto, o gás que é injetado na superfície desloca o fluido do anular em direção
a coluna através das válvulas de Gas Lift, proporcionando uma diferença de
pressão suficiente entre o reservatório e o poço para ocorrer a produção.
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2016.2 UFRN/CT
Geilson de Macedo Bibiano 18
Durante o processo de descarga do poço (Figura 2) as válvulas estão
inicialmente abertas e se fecham impedindo apenas a passagem de gás para
dentro da coluna à medida que ocorre a queda de pressão quando o gás
injetado atinge as válvulas localizadas a uma profundidade maior. Assim, no
momento em que o gás atinge a última válvula, conhecida como válvula
operadora, a injeção ocorre apenas nesse ponto, uma vez que as demais
válvulas superiores se encontram fechadas.
Figura 2. Ilustração do Processo de descarga de um poço
Fonte: Autor
Um sistema simples da aplicação de Gas Lift continuo na descarga do
poço é composto pela coluna de produção, revestimento do poço, packer, as
válvulas e o choke de injeção de gás na superfície. Durante a descarga do
poço, ocorrem os efeitos transitórios do fluxo multifásico na coluna de
produção. Com base nessa consideração, este trabalho estuda o fluxo
transitório da descarga do poço desde a sua condição estática até a condição
de fluxo estabilizado através das equações de conservação da massa do
líquido e do gás, e da equação da conservação da quantidade de movimento
da mistura, que foram abordadas por Capucci (1990). Para tanto, foram
consideradas algumas simplificações a respeito das propriedades dos fluidos e
operacionais durante a descarga do poço, tais como:
Fase líquida incompreensível;
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2016.2 UFRN/CT
Geilson de Macedo Bibiano 19
O gás produzido pelo reservatório e o injetado têm características
semelhantes;
O fluido de amortecimento e o líquido produzido pelo reservatório
também possuem características semelhantes;
Não ocorre a mistura gás-líquido quando o gás é injetado no
espaço anular;
As perdas de carga por fricção e aceleração no cálculo do
gradiente de pressão total no espaço anular são desprezadas;
Pressão de injeção do gás constante à montante do choque;
2.1.2. Válvulas de Orifício
As válvulas de orifício são aplicadas para possibilitar a injeção de gás no
sentido anular-coluna, de forma que não seja possível que haja fluxo da coluna
para o anular. Neste estudo, foi considerada a formulação de Thornhill &
Craver modificada (Capucci, 1990) para o cálculo da vazão de gás através da
válvula (Equação 1).
....................................................................................... (1)
onde,
...................................................................................... (2)
Qg é a vazão volumétrica pela válvula de Gas Lift (ft³/s);
d é o diâmetro do orifício da válvula de Gas Lift (ft);
P1 é a pressão a montante da válvula de Gas Lift (psia);
Y é o efeito da compressibilidade do gás, adimensional;
yg é a densidade do gás, adimensional;
T é a temperatura (ºF); e
K é a razão entre calores específicos, adimensional.
r é a razão entre a pressão a jusante e a pressão a montante do orifício,
adimensional.
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2016.2 UFRN/CT
Geilson de Macedo Bibiano 20
2.1.3. Válvulas de Pressão
As válvulas de pressão que são programadas para fechar a
determinados valores de pressões podem estar totalmente abertas, totalmente
fechadas ou parcialmente abertas. Neste trabalho, a válvula considerada foi a
do tipo CAMCO-R20, e para calcular a vazão de gás foi utilizada a Equação 3
(Capucci, 1990) descrita a seguir.
........................................................................ (3)
Onde,
............................................................................ (4)
Cd é o coeficiente de descarga, adimensional;
Qg é a vazão volumétrica pela válvula de Gas Lift (ft³/s);
Y é o efeito da compressibilidade do gás adimensional;
P1 é a pressão a montante da válvula de Gas Lift (psia);
P2 é a ressão a jusante da válvula de Gas Lift (psia);
é a massa específica do gás (lb/ft³);
yg é a densidade do gás, adimensional; e
T é a temperatura (ºF).
Para o cálculo do coeficiente de descarga (Cd) empregado na Equação 3
foi seguido o método de Biglarbigi (1985), dado pela Equação 5.
................................................................ (5)
onde:
......................................................... (6)
é a razão entre o diâmetro do orifício e o diâmetro interno da válvula a
montante. Para o caso da válvula tipo CAMCO-R20, = 0,033;
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2016.2 UFRN/CT
Geilson de Macedo Bibiano 21
C0, C1, C2, C3, C4 e C5 são coeficientes;
Prev é a pressão no revestimento (psia);
Pcal é a pressão de calibração da válvula de Gas Lift (psia); e
é o diferencial de pressão entre o revestimento e a coluna de
produção.
C0, C1, C2, C3, C4 e C5 são coeficientes que dependem de o fluxo ser
crítico ou subcrítico, de acordo com a Tabela 1.
Tabela 1. Coeficientes do método de Biglarbigi
Crítico Subcrítico
C0 0,0824 0,0355
C1 -0,114 -0,452
C2 -1,156 -1,798
C3 2,079 x log 2,427 x log
C4 -0,00415 -0,0224
C5 -0,0187 -0,129
O controle das válvulas de pressão para mantê-las abertas ou fechadas
é feito através das seguintes pressões:
Pressão mínima requerida no revestimento que garante que a válvula
possa se comportar como uma válvula de orifício (PFo);
Pressão de calibração na temperatura real da válvula (Pcal);
Pressão de fechamento da válvula (Pvc);
PFo é dada pela Equação 7 a seguir (Capucci, 1990):
.................................................................................................. (7)
Onde,
R é a razão entre a área do orifício e a área do fole da válvula e Pcal é
dado por (Capucci, 1990):
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2016.2 UFRN/CT
Geilson de Macedo Bibiano 22
...................................................................................................... (8)
Já a pressão de fechamento é regida pela Equação 9 (Capucci, 1990):
..................... (9)
Onde,
................................................................................ (10)
Pcal@80 é a pressão de calibração da válvula a 80 ºF
Dessa forma, a válvula de Gas Lift ficará semiaberta quando a pressão
no revestimento for maior que a pressão de fechamento (PVC) e também for
menor que PFo. E a válvula estará totalmente fechada quando a pressão no
revestimento for menor que a pressão de fechamento (PVC).
2.2. Modelagem matemática
As equações de conservação de massa e de quantidade de movimento
presentes neste trabalho foram abordadas por Capucci (1990) em sua
dissertação. E são apresentadas a seguir:
2.2.1. Equação da continuidade
A equação da continuidade para a fase líquida em regime transiente
dentro da coluna de produção é dada pela Equação 12, enquanto que o
balanço de massa para a fase gasosa é representado pela Equação 13.
...................................................................... (12)
.................................................................... (13)
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2016.2 UFRN/CT
Geilson de Macedo Bibiano 23
Onde,
é a massa específica do líquido (lb/ft³);
HL é o Holdup líquido, adimensional;
VSL é a velocidade superficial do líquido (ft/s);
é a vazão mássica de líquido por unidade de volume (lb/s*ft³);
t é a variável no tempo;
z é a variável no espaço;
é a massa específica do gás (lb/ft³);
Hg é o Holdup do gás;
VSG é a velocidade superficial do gás; e
é a vazão mássica de gás por unidade de volume (lb/s*ft³).
Quando não existe nenhuma válvula de Gas Lift na coluna, as vazões
mássicas por unidade de volume (mvL e mvg) são iguais a zero. E como pode
ser interpretado nas Equações 12 e 13, as massas específicas do líquido ( ) e
do gás ( ) variam com o tempo ( t ) e com a posição na coluna (z).
A Equação 14, que descreve a conservação de massa no anular
deduzida por Capucci (1990), apresenta as vazões de gás e de líquido através
das válvulas de Gas Lift e a vazão de injeção de gás na superfície ( ).
..................... (14)
Onde,
Qgi representa a vazão de gás através da válvula i e QLi é a vazão de
líquido através da válvula i;
é o volume do espaço anular ocupado pelo gás (ft³);
é a variação da massa específica do gás pela pressão na
superfície;
é a massa específica do gás nas condições padrão (lb/ft³);
é a vazão de injeção de gás na superfície (ft³/s); e
é a massa específica do gás (lb/ft³).
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2.2.2. Equação da conservação da quantidade de movimento
A conservação da quantidade de movimento da mistura (Equação 15) é
baseada na segunda lei de Newton, e postula que a soma de todas as forças
que agem em um sistema é igual à variação da quantidade de movimento
deste sistema (Capucci, 1990).
..................... (15)
onde,
é a massa específica do líquido (lb/ft³);
é a velocidade superficial do líquido (ft/s);
é a massa específica do gás (lb/ft³);
é a velocidade superficial do gás (ft/s);
é o holdup líquido;
é o gradiente de pressão total;
é o gradiente de pressão hidrostático, dado por:
........................................................................... (16)
é a aceleração da gravidade(ft²/s);
é a massa específica da mistura (lb/ft³), dado por:
..................................................................... (17)
é a perda de carga por fricção, dado por:
............................................................................. (18)
Ftp é o fator de fricção de duas fases;
é a massa específica da mistura sem escorregamento (lb/ft³), dada
por:
................................................................................ (19)
é velocidade da mistura (ft/s), dada por:
................................................................................... (20)
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Geilson de Macedo Bibiano 25
d é o diâmetro da tubulação (pol).
2.2.3. Cálculo do fator de fricção de duas fases
O fator de fricção de duas fases é calculado pela correlação de Beggs &
Brill (1986), que prevê o regime de fluxo para todos os ângulos de inclinação
(Brill & Murkejee, 1999). De acordo com a correlação, são usados dois
parâmetros para descrever as transições dos padrões de escoamento
horizontais: o holdup líquido sem escorregamento e o número da mistura de
Froude (NFr), que são dados pelas equações a seguir (Takács, 2005):
......................................................................................................... (21)
.................................................................................................... (22)
Há duas formas de estimar o padrão de escoamento do fluido através do
método de Beggs & Brill (1986), a primeira refere-se ao uso do mapa dos
padrões de escoamento para fluxo horizontal, Figura 3, utilizando as
coordenadas e , e a segunda forma trata-se da análise de inequações
expressas na Tabela 2:
Figura 3. Mapa dos padrões de escoamento de Beggs & Brill (1986)
Fonte: Takács, 2005
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Tabela 2. Condições para a determinação do padrão de escoamento
Padrão de
Escoamento Condição
Segregado
OU
Transição
Intermitente
OU
Distribuído
OU
Fonte: Brill & Murkejee, 1999
Os parâmetros L1, L2, L3 e L4 são dados pelas seguintes equações:
................................................................................................ (23)
.................................................................................. (24)
.............................................................................................. (25)
............................................................................................... (26)
O holdup líquido que poderia existir caso o fluxo fosse horizontal é
calculado através da seguinte equação:
....................................................................................................... (27)
Com a restrição para
Os coeficientes a, b, e c da Equação 27 para cada regime de fluxo estão
listados na Tabela 3 abaixo:
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Tabela 3. Coeficientes empíricos do holdup líquido horizontal de Beggs & Brill
Padrão de
Escoamento a b c
Segregado 0,980 0,4846 0,0868
Intermitente 0,845 0,5351 0,0173
Distribuído 1,065 0,5824 0,0609
Fonte: Brill & Murkejee, 1999
Para corrigir o holdup líquido considerando o efeito da inclinação durante
o fluxo, deve-se usar a seguinte equação:
...................................................................................................... (28)
O fator de correção do holdup líquido ( ) da Equação 28 é dado por:
..................................................... (29)
Onde C é dado pela Equação 30 e deve satisfazer a condição de C :
........................................................................... (30)
Os coeficientes e, f, g e h que são utilizados na Equação 30 são
determinados de acordo com a Tabela 4 a seguir:
Tabela 4. Coeficientes empíricos de Beggs & Brill para o parâmetro C
Padrão de
Escoamento e f g h
Segregado
Fluxo ascendente 0,011 -3,768 3,539 -1,614
Intermitente
Fluxo ascendente 2,96 0,305 -0,4473 0,0978
Distribuído
Fluxo ascendente Sem Correção: C = 0;
Todos os padrões
Fluxo descendente 4,7 -0,3692 0,1244 -0,5056
Fonte: Brill & Murkejee, 1999
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Geilson de Macedo Bibiano 28
Quando o padrão de escoamento é de transição, o cálculo do holdup
líquido deve ser feito através da interpolação entre os valores do holdup do
fluxo segregado e do fluxo intermitente, conforme a Equação 31 abaixo:
................. (31)
O fator de fricção de duas fases, Ftp, é então calculado pela Equação 32:
...................................................................................................... (32)
Onde é o fator de fricção sem escorregamento baseado em uma
tubulação sem rugosidade e no número de Reynolds dado pela Equação 34 e
S é calculado pela Equação 36.
......................................................................................... (34)
......................................................................................... (35)
.............................................. (36)
........................................................................................................... (37)
Para valores de x no intervalo 1 < x < 1.2, o cálculo de S é dado por:
......................................................................................... (38)
2.2.4. Cálculo do Holdup Líquido
O cálculo do holdup líquido é feito através de iterações utilizando o
modelo proposto por Santos (1989), dado pela Equação 39.
............................................................................................... (39)
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Geilson de Macedo Bibiano 29
Onde,
C, que é uma constante determinada empiricamente, e Vs dependem do
regime de fluxo.
O modelo de Santos (1989) considera os seguintes regimes de fluxo:
Regime de Bolha
Neste regime a fase gasosa está dispersa em pequenas bolhas na fase
líquida e o HL está dentro do intervalo entre 0,85 e 1 (Capucci, 1990). O valor
de C é 1,1 e Vs é dado pela Equação 40 abaixo.
.................................................................. (40)
Regime de Golfadas
No regime de golfadas a fase gasosa está mais presente que a fase
líquida e HL está no intervalo entre 0,45 e 0,75 (Capucci, 1990). O coeficiente
C é 1,1 e Vs é calculado pela Equação 41.
........................................................................ (41)
Onde K1 é um coeficiente que varia de acordo com a forma geométrica
da seção transversal do tubo. K1 foi assumido igual a 0,345, para tubo circular.
Regime Anular
Neste regime o líquido está disperso na fase gasosa que é contínua e há
uma película de líquido nas paredes do tubo (Capucci, 1990). Portanto, HL é
menor que 0,1, Vs = 0 pois não há escorregamento entre as fases e C é igual a
1.
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Geilson de Macedo Bibiano 31
3. Metodologia e Desenvolvimento do Simulador
O simulador de descarga de poço gera para o usuário os seguintes
gráficos:
Perfis de pressões na coluna de produção;
Perfis de pressões no anular;
Perfis da velocidade superficial do líquido;
Perfis da velocidade superficial do gás;
Perfis do holdup líquido;
Perfis de vazões de líquido;
Perfis de vazões de gás.
Para tanto, o usuário deve fornecer algumas informações das propriedades
dos fluidos, características das válvulas e das tubulações, e parâmetros
operacionais para realizar a simulação. Logo, a metodologia adotada para o
desenvolvimento do estudo foi a seguinte:
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Geilson de Macedo Bibiano 32
3.1. Interface Gráfica
A seguir serão apresentadas as telas que compõe o programa.
3.1.1. Tela Inicial
Figura 4. Tela inicial do programa
Na tela inicial, Figura 4, o usuário pode ter uma visão geral do que o
programa pode executar. No Menu, localizado no lado esquerdo da tela, pode-
se ver as opções de adicionar os dados de simulação, exportar os resultados
para arquivo .txt, imprimir um relatório contendo todos os gráficos gerados na
simulação e, por fim, a opção para finalizar a simulação. Do lado direito do
Menu, há a listagem dos gráficos que o programa gera a partir da entrada de
dados, possibilitando uma navegação mais prática ao usuário. Além disso, a
ferramenta computacional pode ser navegada através de suas abas localizadas
na parte superior da tela inicial, as quais possibilitam o acesso ao formulário de
entrada de dados e aos gráficos.
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Geilson de Macedo Bibiano 33
3.1.2. Tela de Entrada de Dados
Figura 5. Tela de Entrada de Dados.
A partir da tela de entrada de dados (Figura 5) devem ser fornecidos
valores no sistema métrico de unidades, conforme a Tabela 5 abaixo:
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Geilson de Macedo Bibiano 34
Tabela 5. Parâmetros de entrada e suas respectivas unidades
Parâmetro Unidade
Diâmetro Pol
Rugosidade da Tubulação m
RGL m³/m³
Tensão Superficial do
Líquido N/m
IP m³/dia/kgf/cm²
Pressão Kgf/cm²
Comprimento m
Tempo S
Do lado direito da tela deve-se escolher a quantidade de válvulas de Gas
Lift para realizar a simulação. O máximo de válvulas que o programa suporta
são três. Quando o usuário escolhe o número de válvulas na caixa de seleção,
ele deve especificar duas informações para cada válvula considerada no
projeto. A primeira delas é a pressão de calibração a 80 ºF, e a segunda é a
profundidade de instalação na coluna de produção. Além disso, há um campo
para receber a profundidade total do poço e o nível de liquido no anular, que é
medido da superfície até o ponto onde se encontra a lâmina de líquido.
3.1.3. Tela dos perfis gerados
Após os dados serem inseridos e ser feita a simulação, os perfis
mencionados anteriormente serão construídos e podem ser acessados por
meio das abas na parte superior da janela do programa. A Figura 6, ilustra um
exemplo dos perfis de pressões na coluna de produção para diferentes
profundidades, sendo na superfície, na altura das válvulas de Gas Lift e no
fundo do poço.
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Figura 6. Tela dos perfis de pressão na coluna
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4. Resultados e Discussões
A fim de validar os resultados obtidos foi feito um estudo com dois casos
para comparar com os resultados do trabalho de Capucci (1990). A Tabela 6 a
seguir resume os casos analisados.
Tabela 6. Casos analisados na simulação
Caso Quantidade de
Válvulas
Localização na coluna de
produção
1 1 A 825m
2 3 A 825m, a 1425m e a
1725m
Os dados de entrada para a simulação de descarga de poço são
mostrados na Tabela 7, e a partir deles foi possível gerar os gráficos para
realizar a análise do processo com a aplicação de Gas Lift.
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Geilson de Macedo Bibiano 38
Tabela 7. Dados de Entrada
Parâmetro de Entrada Valor
Comprimento Vertical do Poço 1800m
Diâmetro Interno da Coluna de
Produção 2,47 polegadas
Diâmetro Externo da Coluna de
Produção 3 polegadas
Diâmetro Interno do Revestimento 7,5 polegadas
Diâmetro interno das Válvulas de Gas
Lift 0,1875 polegadas
Temperatura na Superfície 38ºC
Temperatura no Fundo 93ºC
Pressão Estática do Reservatório 158 kgf/cm²
Pressão Desejada na Cabeça do Poço 10 kgf/cm²
Pressão no Revestimento na
Superfície 86,7 kgf/cm²
Pressão a Montante do Choque do
Anular 86,7 kgf/cm²
Índice de Produtividade 3,48 m³/dia/kgf/cm²/
BSW 0
RGL 60 m³/m³
Tensão Superficial do Líquido 0,05 N/m
ºAPI do óleo 27
Densidade do Gás 0,7
4.1. Caso 1
Para este primeiro caso, na qual considera uma válvula de Gas Lift na
coluna de produção, foram consideradas as seguintes especificações (Tabela
8):
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Geilson de Macedo Bibiano 39
Tabela 8. Dados para a válvula do caso 1
Válvula 1
Localização A 825m
Pressão de Calibração a
80ºF 77,3 kgf/cm²
4.1.1. Pressão na Coluna de Produção
Durante o processo de descarga de poço, as pressões na coluna de
produção variam de acordo com a entrada de gás no interior da coluna quando
o fluido de amortecimento está sendo retirado. As Figuras 7 e 8 ilustram as
curvas geradas pelo simulador desenvolvido e pelo trabalho de Capucci (1990),
respectivamente.
Figura 7. Pressões na Coluna de Produção – caso 1
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Geilson de Macedo Bibiano 40
Figura 8. Pressões na coluna de produção
Fonte: Capucci (1990)
Como pode ser visto na Figura 7 acima, as pressões na válvula e no fundo
do poço diminuem drasticamente quando se atinge cerca de 38000 segundos,
apresentando a partir de então uma variação até se tornar constante
novamente em um tempo aproximado de 43000 segundos. Essa queda de
pressão na coluna deve-se ao fato de que o gás começa a fluir do anular para
a coluna, havendo a despressurização nas profundidades consideradas.
Após passar o período de regime transiente, que é de 38000s a 43000s, a
pressão no fundo se estabiliza em cerca de 10000kPa e a pressão na válvula
em 3200kPa. A pressão na superfície, por sua vez, se mantém praticamente
constante a um valor de 1000kPa durante todo o processo de descarga do
poço, apresentando pequenos picos de variação também durante o intervalo de
38000s a 43000s. Já no gráfico da dissertação de Capucci (1990) (Figura 8),
percebe-se que após passar do regime transiente, alguns valores de pressões
estabilizadas são diferentes, pois a pressão no fundo é 7500kPa e a pressão
na válvula 1 é 2400kPa. Essa diferença pode ter ocorrido durante o cálculo das
pressões por meio de iterações utilizando o método das secantes no algoritmo
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Geilson de Macedo Bibiano 41
do programa ou até mesmo pode ter acontecido devido a alguma falha na
estrutura do algoritmo.
4.1.2. Pressão no Anular
Figura 9. Pressões no Anular – caso 1
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2016.2 UFRN/CT
Geilson de Macedo Bibiano 42
Figura 10. Pressão no anular
Fonte: Capucci (1990)
Na Figura 9, que representa as curvas de pressão no anular para dois
pontos distintos, sendo eles na superfície e na profundidade da válvula, pode
ser observado um comportamento diferente das curvas em relação ao perfil de
pressão na coluna visto na Figura 7. Entretanto, é claro que o intervalo de
tempo onde há variações e picos de pressões coincide, na qual é de 38000s a
43000s. A partir do perfil de pressão no anular percebe-se que as curvas de
pressão para os dois pontos considerados tendem a se aproximar à medida
que o tempo passa, de forma que em 38000s a diferença de valor entre elas se
mantém constante até o final do processo. Assim, a pressão na superfície
alcança um valor aproximado de 7800kPa após se estabilizar, enquanto que a
pressão na altura da válvula atinge 8400kPa.
Esse fenômeno de aproximação entre as curvas é justificado pela teoria
aplicada ao processo de descarga do poço, pois a pressão na altura da válvula
diminui devido a substituição do líquido pelo gás que está sendo
constantemente injetado, ou seja, a medida que o fluido do anular é retirado, a
pressão na profundidade da válvula diminui até se aproximar do valor de
pressão da superfície. É visto no gráfico que a partir de 38000s o ∆P entre as
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2016.2 UFRN/CT
Geilson de Macedo Bibiano 43
curvas torna-se constante, pois há apenas gás acima da válvula de Gas Lift,
havendo sido retirado todo o fluido naquela profundidade.
Comparando as curvas da Figura 9 com as da Figura 10, que ilustra o
gráfico de Capucci (1990), conclui-se que os valores de pressões após o
regime permanente ser atingido são bem próximos, ao contrário das pressões
na coluna vistas anteriormente. Capucci (1990) determinou a pressão
estabilizada na válvula de Gas Lift com um valor de 8600kPa, enquanto que na
superfície a pressão foi de 7800kPa, igual a obtida pelo simulador
desenvolvido.
4.1.3. Vazão de Líquido
Para visualizar melhor o processo de descarga do poço foi gerado o gráfico
de vazão de líquido através da válvula (Figura 11) e comparado também com o
gráfico de Capucci (Figura 12). Nas Figura 11 e 12, observa-se que a vazão de
líquido através da válvula de Gas Lift diminui com tempo e que ela se torna
zero em 38000s, significando que há apenas gás acima da válvula naquele
momento.
Figura 11. Vazão de líquido – Caso 1
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2016.2 UFRN/CT
Geilson de Macedo Bibiano 44
Figura 12. Vazão de líquido
Fonte: Capucci (1990)
4.1.4. Vazão de Gás
O momento em que se encontra apenas gás acima da válvula também
pode ser verificado por meio dos gráficos das curvas de vazão de gás,
conforme as Figuras 13 e 14 abaixo.
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2016.2 UFRN/CT
Geilson de Macedo Bibiano 45
Figura 13. Vazão de gás – Caso 1
Figura 14. Vazão de gás
Fonte: Capucci (1990)
Percebe-se na Figura 13 que a vazão de gás que está sendo injetado
começa em um valor de 4200m³/d e tende a diminuir com a retirado do fluido
do anular. Assim, em 38500s começa a entrar gás pela válvula até que em
aproximadamente 46000s todo o gás injetado está entrando na coluna de
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2016.2 UFRN/CT
Geilson de Macedo Bibiano 46
produção por meio da válvula, que passa a ser denominada de válvula
operadora. Atingindo, portanto, uma vazão estabilizada de 2400m³/d.
É importante ressaltar que o gás começa a circular na válvula em
38500s por que a mesma abre em consequência da alta pressão no anular, isto
é, como a pressão no anular na altura da válvula é de aproximadamente
8000kPa (Figura 9), sendo maior que a pressão de calibração da válvula, na
qual é 77,3 Kgf/cm² ou 7580kPa, esta tende a abrir e permitir a passagem do
gás para a coluna.
Na comparação visual da Figura 13 com a Figura 14 conclui-se que os
resultados de vazão de gás foram praticamente iguais. Capucci (1990)
determinou uma vazão estabilizada de 2350m³/d, aproximadamente.
4.1.5. Velocidade Superficial do Líquido
Além da análise do processo de descarga por meio das pressões e vazões,
também é interessante o uso de curvas das velocidades superficiais do líquido,
conforme as Figuras 15 e 16 a seguir.
Figura 15. Velocidade superficial do líquido – caso 1
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2016.2 UFRN/CT
Geilson de Macedo Bibiano 47
Figura 16. Velocidade superficial do líquido
Fonte: Capucci (1990)
Analisando as curvas de velocidade superficiais do líquido na Figura 15
pode-se confirmar que há fluxo de líquidos do reservatório para dentro do poço
pouco antes de 40000s. A velocidade superficial do líquido no fundo do poço é
zero até cerca de 40000s, onde começa a aumentar à medida que a pressão
na coluna diminui (Figura 7) tornando-se menor que a pressão estática do
reservatório, possibilitado assim, a produção do poço. Ainda de acordo com o
gráfico da Figura 15, vê-se que o regime permanente é alcançado em 44000s,
tempo em que as velocidades na superfície, na válvula e no fundo do poço são
iguais.
Já o gráfico da Figura 16, do trabalho de Capucci (1990), possui alguns
aspectos diferentes. Primeiro, o regime transiente ocorre muito rápido, entre
39000s e 41000s, enquanto que na Figura 15 o tempo de transição é um pouco
maior, de 39000s a 44000s. Segundo, a velocidade superficial do líquido
estabilizada encontrada por Capucci (1990) foi de 1,2m/s, aproximadamente,
maior que a velocidade superficial do líquido simulada neste trabalho, que foi
cerca de 0,75m/s.
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2016.2 UFRN/CT
Geilson de Macedo Bibiano 48
4.1.6. Velocidade Superficial do Gás
Para uma identificação da produção de gás do reservatório um gráfico
(Figura 17) é apresentado com curvas de velocidade superficial do gás, e
assim como nas seções anteriores, houve a comparação com o gráfico (Figura
18) de Capucci (1990).
Figura 17. Velocidade superficial do gás – caso 1
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2016.2 UFRN/CT
Geilson de Macedo Bibiano 49
Figura 18. Velocidade superficial do gás
Fonte: Capucci (1990)
A Figura 17 mostra que além de haver a produção de líquido do
reservatório como visto antes existe o influxo de gás para dentro do poço. Esse
momento é visto a partir de 40000s, onde a velocidade superficial do gás no
fundo do poço sai de zero e atinge um valor aproximado de 0,4m/s. Finalmente,
as demais curvas de velocidade superficial do gás na superfície e na válvula
reforçam os comentários anteriores, pois como na superfície existe um grande
fluxo de gás, também existe uma alta velocidade superficial nesse ponto.
A Figura 18, por sua vez, apesar de mostrar um comportamento
semelhante ao da Figura 17, possui alguns pontos distintos. Enquanto que no
gráfico criado neste trabalho possui um tempo de transição de 40000s a
45000s aproximadamente, o gráfico de Capucci (1990) demonstra que o
período de transição é bem mais curto. Além disso, houve diferenças nos
valores finais após o fluxo transiente, que podem ser visivelmente observadas
nas Figuras acima. Possivelmente, essas desigualdades nos valores podem
ter sido causadas a partir de algum erro no próprio algoritmo do programa, uma
vez que foi visto nas análises anteriores que as vazões de gás na superfície,
por exemplo, foram semelhantes tanto para este trabalho quanto para o
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2016.2 UFRN/CT
Geilson de Macedo Bibiano 50
trabalho de Capucci (1990), indicando, portanto, que as velocidades
superficiais do gás deveriam ter sido também praticamente iguais.
4.1.7. Holdup Líquido
A entrada e produção de gás na coluna junto com líquido é também visível
no gráfico das curvas de holdup líquido expressas nas Figura 19 e 20 abaixo.
Figura 19. Perfis do Holdup líquido – caso 1
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Geilson de Macedo Bibiano 51
Figura 20. Holdup líquido
Fonte: Capucci (1990)
Na Figura 19 observa-se que em 40000s começa a surgir o fluxo de gás
nos três pontos analisados, ou seja, na superfície, na válvula e no fundo do
poço, uma vez que há uma grande diminuição na fração de líquido dentro da
coluna até o escoamento entrar em regime permanente em 44000s,
aproximadamente.
A Figura 20, da dissertação de Capucci (1990), também apresenta a
diferença em relação ao tempo de fluxo transiente, na qual é mais curto, e
valores finais de HL que não foram exatamente iguais aos determinados neste
trabalho.
4.2. Caso 2
Para este segundo caso, na qual considera três válvulas de Gas Lift na
coluna de produção, foram consideradas as especificações contidas na Tabela
9. Além disso, como todos os gráficos gerados considerando três válvulas são
similares aqueles mostrados para o caso 1, serão analisados apenas as
pressões na coluna de produção e no anular.
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo 2016.2 UFRN/CT
Geilson de Macedo Bibiano 52
Tabela 9. Dados para as válvulas do caso 2
Especificação Válvula 1 Válvula 2 Válvula 3
Localização A 825m A 1425m A 1725m
Pressão de Calibração a 80ºF 77,3 kgf/cm² 76,8 kgf/cm² 76,5 kgf/cm²
4.2.1. Pressão na Coluna – 3 Válvulas
O comportamento das curvas para este caso é semelhante ao caso
anteriormente apresentado, diferenciando-se apenas nos valores finais obtidos,
no tempo em que ocorre os fluxos transientes e permanentes e no número
maior de curvas que são mostradas no gráfico. As Figura 21 e 22 ilustram as
curvas de pressão na coluna de produção criadas neste trabalho e no estudo
de Capucci (1990), respectivamente.
Figura 21. Pressões na Coluna de Produção – caso 2
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Geilson de Macedo Bibiano 53
Figura 22. Pressões na Coluna (3 Válvulas)
Fonte: Capucci (1990)
Nota-se, assim como no caso 1, que inicialmente as pressões na coluna
(Figura 21) se mantém constantes até o momento em que o gás injetado entra
na coluna de produção. As pressões nos quatro pontos considerados, ou seja,
na superfície, nas profundidades das três válvulas e no fundo do poço
apresentam uma grande queda a partir de 40000s, entrando em um período de
fluxo transiente e tornando-se estáveis novamente a partir de 100000s. Quando
apenas uma válvula foi considerada, o tempo entre o regime transiente e o
permanente foi bem reduzido, já que a quantidade de fluido retirada do anular
era menor comparada a este caso, que possui uma terceira válvula mais
profunda, a 1725m da superfície.
Do gráfico de pressões na coluna (Figura 21) se extrai também os
valores de pressões estabilizadas para cada profundidade considerada, sendo
elas:
Na superfície: de 1000kPa;
Na válvula 1: de 3300kPa;
Na válvula 2: 6600kPa;
Na válvula 3: 8600kPa;
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Geilson de Macedo Bibiano 54
No fundo: 9800kPa.
Comparando os valores de pressão estabilizada deste trabalho com
aqueles determinados por Capucci (1990), no gráfico da Figura 22, observa-se
que eles não são iguais, onde se retira que as pressões estabilizadas são:
Na superfície: de 1000kPa;
Na válvula 1: de 2500kPa;
Na válvula 2: 4000kPa;
Na válvula 3: 5200kPa;
No fundo: 6000kPa.
Um aspecto importante que se repete para os demais gráficos desse
segundo caso de estudo é a respeito do tempo de transição estimado neste
trabalho e por Capucci (1990). Percebe-se na Figura 21 que o período de
transição é de 40000s a 100000s, o que é maior daquele presente na Figura
22, que se estende de 40000s até 66000s.
4.2.2. Pressão no Anular – 3 Válvulas
A Figura 23, que representa as pressões no anular, também apresenta
curvas semelhantes àquelas vistas do caso 1, onde a pressão na superfície
tende a aumentar enquanto que as pressões em profundidades maiores
diminuem, reduzindo assim o ∆P entre os pontos na coluna. Já a Figura 24,
gráfico de Capucci (1990), apresenta o mesmo comportamento e com valores
de pressões bem próximos dos calculados neste trabalho, conforme ilustrado
abaixo.
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Figura 23. Pressões no Anular – caso 2
Figura 24. Pressão no Anular (3 válvulas)
Fonte: Capucci (1990)
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5. Conclusões e Recomendações
5.1. Conclusões
Neste trabalho foram apresentados os resultados do desenvolvimento de
um simulador para análise do processo de descarga em poços equipados com
Gas Lift. Através da ferramenta computacional criada com base no simulador
desenvolvido por Capucci (1990) é possível ser feito o estudo do regime
transiente durante a descarga do poço, sendo observados parâmetros como
pressões na coluna de produção e no anular, vazões de gás e de líquido,
velocidades superficiais do líquido e do gás, e holdup líquido.
Em um dos casos analisados foi inferido que o poço é capaz de produzir
fluidos do reservatório mesmo apresentando apenas uma válvula de Gas Lift
na coluna de produção, ou seja, a retirada do fluido de amortecimento até a
profundidade de 825m, que é a localização da válvula, foi suficiente para
diminuir a pressão do poço e permitir o influxo de líquido e gás oriundos da
formação.
A análise da vazão de gás que está sendo injetado na superfície e que
está passando pela válvula de Gas Lift mostra-se bastante importante para
uma futura análise econômica de projeto, uma vez que é possível conhecer a
vazão de equilíbrio para manter o poço em produção e, se necessário, ter o
conhecimento da quantidade de gás utilizado durante o processo.
A consideração do regime multifásico transiente na descarga do poço é
essencial para adquirir um conhecimento mais aprofundado dos fenômenos
que acontecem durante o processo, pois é possível observar o tempo decorrido
para se alcançar o regime permanente, interpretar as etapas que acontecem
desde a injeção do gás na superfície até a entrada do mesmo na coluna de
produção e identificar algumas peculiaridades caso venham a existir, como a
abertura de uma válvula devido a sua calibração e as pressões no anular, por
exemplo.
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5.2. Recomendações
Como foi observado nos resultados obtidos pelo simulador desenvolvido,
houve diferenças em relação aos valores gerados pelo simulador de Capucci
criado em 1990. Portanto, é necessário a realização de futuros estudos e
melhorias no algoritmo da ferramenta computacional para solucionar essa
discrepância de valores. Além disso, recomenda-se:
A aplicação do simulador para análise de um número maior de casos
considerando mais de três válvulas. Para tanto, é necessário o
aperfeiçoamento do programa a fim do mesmo ser capaz de receber
especificações para quatro válvulas ou mais.
A implementação de um algoritmo e interface que calcule para o usuário
a quantidade de gás consumida no processo de descarga do poço, com
o intuito de auxiliar uma análise econômica do projeto de Gas Lift.
O uso de uma outra correlação para o escoamento multifásico que não
seja a correlação de Beggs&Brill, para haver uma possível melhoria na
obtenção dos resultados finais.
A utilização de dados reais para haver uma validação mais confiável e
concreta da ferramenta computacional.
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6. Referências Bibliográficas
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Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências, Dissertação de Mestrado,
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