SISTEMAS DE ELEVAÇÃO DE PETRÓLEO
Elevação Natural
Elevação Artificial
Energia necessária ao deslocamento de um fluido
• Equação da energia
perdas por atrito
– Energia por unidade de massa
• Vazão de operação ???
No caso de um poço surgente
• Referencial na superfície– ZB = 0
– PB = 0
Com a passagem do tempo• A pressão vai sendo reduzida• E a vazão produzida também
• Até que ...
Função da elevação artificial• Adicionar energia ao fluido de forma a aumentar a vazão de produção
Determinação da perda de cargaCaso monofásico
• Correlações empíricas– Geometria
– Rugosidade
– Vazão
– Fluido
• Em geral , – hf é função de Q
• Laminar• Turbulento
Escoamento multifásico
• Presença de duas fases– Gás-líquido
– Líquido-líquido
• Velocidades de cada fase podem ser diferentes
• RGL e arranjo das fases variáveis ao longo do duto
• Diferentes padrões de escoamento
– Vertical, horizontal, inclinado
– Ascendente ou descendente
– Terreno ondulado
• Aceleração das fases
Gradientes de pressão no poço
• Somente líquido– Gradientes representados por retas
• Presença de gás– Compressibilidade – Equação de estado?– Perfil de temperaturas?– Perda de carga?– Energia para aceleração?
Escoamento multifásico
• Cálculo da perda de carga extremamente complexa
• Gradientes hidrostáticos e dinâmicos não mais representados por retas
• Indução de surgência
Solução de problemas de fluxo multifásico
• Determinação do gradiente dinâmico de pressão
– Medição direta no poço• Precisão nas medidas• RGL, diâmetro, estabilidade de fluxo,
etc
– Curva mestra de fluxo vertical multifásico
– Simuladores de fluxo multifásico
Cálculo do escoamento multifásicoDeterminação da perda de carga
– Correlações com diferentes graus de complexidade e empirismo
– Correlações baseadas em conjuntos de amostragens, em campo ou laboratório; dependem das condições operacionais e dos fluidos utilizados.
– Extrapolações levam a resultados extremamente duvidosos
– Necessário verificar qual correlação é mais adequada a cada poço
– Margens de erro em trechos horizontais são maiores; apesar disto, a perda de carga nestes trechos geralmente representa uma pequena parcela do total
• Correlações para fluxo multifásico
– Categoria A: considera um fluido com densidade média da mistura, não considera escorregamento nem padrão de fluxo
– Categoria B: considera o escorregamento mas não os padrões de fluxo, densidade calculada a cada ponto
– Categoria C: considera escorregamento e padrão de fluxo
Fases da vida de um poço
• Surgente (elevação natural)
Vazão declinante juntamente com energia do reservatório (pressão)
• Elevação artificial– Reduz pressão no fundo do poço (aumenta
diferença de pressão entre poço e reservatório)– Transporta fluidos produzidos até a superfície
Elevação natural
• Produção ocorre principalmente devido a dois fatores principais:– Descompressão
• Expansão dos fluidos no reservatório
• Redução no volume dos poros
– Deslocamento por outro fluido
• Mecanismos de produção– Capa de gás
– Gás em solução
– Influxo de água
– Segregação gravitacional
Elevação natural – Poços surgentes
• Energia do reservatório responsável pelo escoamento dos fluidos produzidos:– No reservatório, até o fundo do poço: fluxo no meio poroso;– Na coluna de produção: fluxo na coluna de produção ou elevação;– Na linha de surgência, até as facilidades de produção (separador):
fluxo na superfície ou coleta.– No riser, quando for o caso.
• Produção em poços surgentes com menos problemas operacionais– Equipamentos mais simples– Menor custo por volume produzido– Maiores vazões
• Interesse em prolongar a fase de elevação natural
Poços surgentes
• Fatores que influem na produção por surgência
– Propriedades dos fluidos– Índice de produtividade do poço– Mecanismo de produção do reservatório– Existência de dano decorrente da perfuração ou completação– Estimulação– Isolamento adequado das zonas de gás e água– Características dos equipamentos de poço e superfície (restrições,
perdas de carga, etc)
• Monitoramento através de:– Acompanhamento da produção e realização de testes periódicos– Avaliação da queda de pressão no reservatório
Etapas no escoamento dos fluidos
• Sistema de escoamento composto de – Fluxo no reservatório
– Fluxo na coluna de produção
– Fluxo na linha de surgência
• Pressão no separador depende
– Frações de gás separado
– Pressões de bombeio e compressão a jusante
• Vazão produzida depende da diferença entre as pressões do reservatório e do separador
– Gradiente hidrostático
– Perda de carga
Fluxo no reservatório
• Para pressão no fundo do poço maior que a de saturação
– IP e Pe constantes (variação lenta com o tempo)
– Pw = Pe – q / IP (IPR)
Fluxo no reservatório• Pressão de fundo menor ou igual à de
saturação;– Fluxo de gás e líquido– Liberação de gás aumenta sua saturação – Variações nas permeabilidades relativas
– Índice de produtividade não mais constante
• Modelo de Vogel– Correlação de vários poços com gás em
solução– Fluxo bifásico– Adequado também para capa de gás e pequeno
influxo de água
– q / qmax = 1 – 0,1 [Pw / Pe] – 0,8 *[Pw /Pe]2
– Outras correlações• Dano, etc• Medição direta
Fluxo na coluna de produção
• Escoamento ocorre devido à diferença
• suficiente para vencer:– Coluna hidrostática– Atrito (perda de carga)
• Vazão• Diâmetro• Rugosidade• Comprimento• Demais parâmetros pertinentes (caso
multifásico)
– Aceleração (se fluido compressível)• Presença de gás
• Variação com a vazão
Fluxo na superfície
• Ocorre devido à diferença
• suficiente para– Diferença de altura– Atrito
– Aceleração (se houver)
Sistema poço - superfície
• Soma das curvas
Pw = Pcab + ρgh + atcol
Pcab = Psep + Δzsup + atsup
• Pw = Psep + ρgh + ρ g Δzsup + atritocol + atritosup
Regulador de fluxo (choke valve)
• Controle da produção do poço
• Desejável fluxo crítico na restrição– Variações no separador não
influenciam no reservatório
• Correlações para fluxo crítico em escoamento multifásico = φ (q, RGL, abertura)
Ponto de operação• Superposição das curvas do
reservatório e do sistema poço-superfície
• Em poços com surgência reduzida, o encontro das curvas ocorre em vazões baixas, ou mesmo não ocorre (depletado)
• Elevação artificial modifica a curva do sistema poço-superfície
Elevação artificial
Elevação Artificial 840 milElevação Artificial 840 mil
SURG 60 milSURG 60 mil
Fonte: Recommendations and Comparisons for Selecting Artificial-Lift Methods J. D. Clegg, SPE, consultant - December 1998 Fonte: Recommendations and Comparisons for Selecting Artificial-Lift Methods J. D. Clegg, SPE, consultant - December 1998
NÚMERO DE POÇOS PRODUTORES NO MUNDONÚMERO DE POÇOS PRODUTORES NO MUNDO
EUA
EX URSS
CHINA
CANADÁ
ARGENTINA
VENEZUELA
ROMENIA
INDONÉSIA
BRASIL
PERU
DEMAIS
CHINACHINA EX URSSEX URSS
EUAEUA
CANADACANADA
532.000
101.000
76.000
45.500
13.500
12.000
10.000
7.500
4.500
7.400
32.500
Fonte: Recommendations and Comparisons for Selecting Artificial-Lift Methods J. D. Clegg, SPE, consultant - December 1998 Fonte: Recommendations and Comparisons for Selecting Artificial-Lift Methods J. D. Clegg, SPE, consultant - December 1998
ELEVAÇÃO ARTIFICIAL NO MUNDOELEVAÇÃO ARTIFICIAL NO MUNDO
10 PAÍSES COM MAIOR NÚMERO DE POÇOS10 PAÍSES COM MAIOR NÚMERO DE POÇOS
Elevação Artificial
• Principais métodos
– Gas Lift Contínuo ou Intermitente (GLC, GLI)
– Bombeio Centrífugo Submerso (BCS)
– Bombeio Mecânico (BM)
– Bombeio por Cavidades Progressivas (BCP)
Seleção do método de elevação• Depende de:
– Número e diâmetro dos poços– Razão gás-líquido– Produção de areia– Vazão– Profundidade do reservatório– Viscosidade dos fluidos– Mecanismo de produção do reservatório– Disponibilidade de energia– Acesso aos poços– Distância dos poços às facilidades de produção– Disponibilidade de equipamentos– Disponibilidade de pessoal treinado– Aspectos econômicos: custo inicial e operacional– Segurança
Percentual do Número de Poços - AGO/05 Percentual do Número de Poços - AGO/05
Fonte: SIPFonte: SIP
BM68%BM68%
GLC6%GLC6%
GLI6%GLI6%
SURG4%SURG4%
BCS4%BCS4%
BCP11%BCP11%
OUTROS1%OUTROS1%
Fonte: SIPFonte: SIP
BM6%BM6%
GLC54%GLC54%
GLI1%GLI1%
SURG31%SURG31%
BCS6%BCS6%
Percentual da Produção de Óleo - AGO/05Percentual da Produção de Óleo - AGO/05
BCP2%BCP2%
Gas Lift• É o método de elevação que mais se assemelha à produção por
surgência, aproveitando ao máximo a energia do gás presente no reservatório.
• Usa energia do gás comprimido para elevar os fluidos na coluna de produção
• Gás usado para reduzir a densidade da coluna fluida e/ou deslocá-la• Ampla faixa de aplicação
– Vazão de 1 a 1700 m3/dia– Profundidade até 2600 m (depende da pressão de gás de injeção)– Baixo custo de instalação
• Aplicável a – Poços produtores de areia– Poços com altos teores de gás
• Custos reduzidos
Sistema de Gas Lift
SISTEMA DE GAS-LIFTSISTEMA DE GAS-LIFT
Gas Lift
• Utiliza energia do gás comprimido
• Gás injetado na base da coluna
• Redução de densidade e gradiente hidrostático
• Aumento ou viabilização da produção
• Contínuo ou intermitente
Produced
Hydrocarbons
Out
Injection
Gas In
Side Pocket
Mandrel with
Gas Lift Valve
Completion
Fluid
Side Pocket
Mandrel with
Gas Lift Valve
Single Production
Packer
Side Pocket
Mandrel with
Gas Lift Valve
Descarga do Poço
Descarga do Poço
Descarga do Poço
Descarga do Poço
Descarga do Poço
Tipos de gas lift
• Contínuo – Poço opera de forma
semelhante à elevação natural
– Injeção controlada e contínua de gás a alta pressão
– Aumento da vazão de gás na coluna reduz o gradiente de pressão (até certo ponto)
– Controle do gás injetado feito na superfície através de válvula (choke)
– Indicado para poços com maior IP e pressão estática
• Intermitente – Deslocamento de golfadas de
líquido
– Injeção de gás periódica, vazões mais altas
– Intermitor de ciclo
– Poços com produção menor, já parcialmente depletados
Gas Lift Intermitente
• Fases do GLI– Alimentação: intermitor e
vv operadora fechados, vv pé aberta
– Injeção: intermitor e operadora abertos, vv pé fechada
– Redução de pressão: intermitor fechado, inicialmente operadora aberta e pé fechada, posteriormente inversão
– Ciclo de minutos a horas
Tipos de instalação
• Depende de :– GLC ou GLI
– Completação do poço
– Produção de areia
– Previsões para IPR
– Etc
Instalação aberta
• Sem packer e válvula de pé
• Poços de boa produtividade e pressão de fundo elevada
• Selo de fluido
• Casos em que não se possa instalar packer
Instalação semi fechada
• Packer vedando espaço anular
– Anular opera sem líquido
– Nível de fluido no anular independe da pressão de gás injetado
– Gás não atinge a extremidade da coluna e só penetra na coluna através das válvulas – melhor controle da operação
– GLC ou GLI
Instalação fechada
• Packer e válvula de pé
• Para gas lift intermitente
• Válvula de pé evita que a pressão do gás seja transmitida para o reservatório pela coluna de produção
• Desaconselhado para poços produtores de areia
Gas Lift Contínuo GLC
• Injeção contínua na base da coluna• Vazão proporcional à produção• Controle do gás na superfície (válvula)• Profundidade de injeção
– Menor vazão e maior pressão de gás– Depende da pressão disponível
• Indicado para poços “jovens”– Alto IP– Pe > 40-70% Phidr
Gas Lift Intermitente
• Injeção intermitente
• Vazão elevada de gás
• Produção em golfadas
• Controle do gás através de intermitor
• Fluxo no reservatório não é afetado pela aplicação contínua de alta pressão (vv. pé)
• Indicado para reservatórios em declínio (baixa pressão de fundo)
• Baixas vazões de produção• Escorregamento do líquido (1,5
a 2 % para cada 100 m)• Penetração do gás na golfada
(interface mecânica)
Bombeio Centrífugo SubmersoBCS
• Método em expansão
• Versatilidade crescente dos equipamentos disponíveis
• Inicialmente indicado para altas vazões de óleo e água, baixo RGL
• Tendências atuais
– Maiores viscosidades
– Maior quantidade de gás
• Bomba centrífuga e motor
• Energia transmitida através de cabo elétrico
• Fluido recebe energia de pressão e é elevado à superfície
• Pressão de fundo aliviadamaior produção
• Viscosidade e presença de gás
Energia fornecida pela bomba
• 1. Curva IPR• 2. Determinar pressão de fundo na vazão
desejada• 3. Gradiente de pressão a partir da pressão de
fundo• 4. Gradiente dinâmico a partir da pressão na
cabeça• 5. Determinar profundidade da bomba a
partir da submergência desejada• 6. Determinar diferencial de pressão a ser
fornecido pela bomba
BCS Instalação típica
A bomba
•Centrífuga de vários estágios•Estágio com rotor e difusor•Rotação de 3500 rpm•Vazão de 20 a 10000 m3/dia•Altura até 5000 m•Diâmetro da bomba e do poço•Folga para cabo elétrico•Submergência determinada pelas condições de sucção requeridas pela bomba
Separador de fundo
BCS
Esquema de instalação de BCS onshore
( Fonte: Catálogo Reda)
O motor
CARACTERÍSTICAS: Trifásico
Velocidade de 3500 rpm a 60 Hz
Rotor e estator
Potências de até 1200 HP
Resfriado com o fluido produzido
Cheio com óleo isolante
Vários diâmetros (séries)
O cabo elétricoO cabo elétrico
CARACTERÍSTICAS:Trifásico
Redondo e chato
Partes:
Condutores
Isolamento
Fita de proteção
Jaqueta
Armadura
O quadro elétrico ou de comando
FUNÇÕES:
Ligar e desligar conjunto de fundo
(Chave)
Registrar amperagem (Amperímetro
registrador)
Desligar o conjunto quando há excesso
de carga (Relé de sobrecarga)
Desligar o conjunto quando há baixa
amperagem (Relé de subcarga)
Religar o conjunto automaticamente
(Temporizador)
Variador de frequência
•Permite variar de 30 a 90 Hz.
•Usado normalmente de 50 a 70 Hz.
•Efeitos sobre as condições de bombeio:
•Vazão é proporcional à frequência
•Head é proporcional ao quadrado da
frequência
•Potência é proporcional ao cubo da
frequência
Curva da bomba BCS
• Curva levantada com água
• Necessidade de correção para densidade e viscosidade
• Potência proporcional à densidade do fluido
Componentes de subsuperfície
• Admissão da bomba– Simples
– Com separador de gás, estacionário ou centrífugo
• Motor elétrico– Trifásico, dipolo, de indução
– 3500 rpm a 60 Hz
– Operação em ambiente adverso: pressão, temperatura e fluidos
– Carcaça cheia de óleo mineral para isolamento elétrico, lubrificação e resfriamento
Componentes de superfície
• Quadro de comando– Chave, registrador de
corrente, relés de sub e sobrecarga
• Transformador
• Cabeça de produção– Passagem extra para cabo
elétrico
• Caixa de ventilação
• Válvula de retenção
CARACTERÍSTICAS: Alta vazão
Alta razão água-óleo
Grandes profundidades
Restrição à areia
Aplicável a poços desviados
Problema com alta razão gás-líquido
Problema com alta viscosidade
Em resumo,
HSP (Hydraulic Submersible Pump)
TURBINE
25 STAGES
PUMP
17 STAGES
NRV
SSSV
VENTURIFLOWMETER
SLIDING SLEEVE /FLAPPER VALVESYSTEM FOR PUMPEDAND FREE FLOWOPTIONS
PRODUCTIONPACKER
BYPASS LOGGINGNIPPLE
PUMP
TURBINE
NON-RETURNVALVE
Bombeio mecânico com hastesBM
• Mais utilizado
• Bomba alternativa no fundo do poço
• Para baixa e média profundidade
• Tolera gás (melhor que BCS e BCP)
• Desaconselhado para poços não verticais e com areia
BOMBEIO MECÂNICOBOMBEIO MECÂNICO
Bomba de subsuperfície
Coluna de hastes
• Hastes de aço (fibra de vidro)
• Haste polida- vedação
• Carga nas hastes
– Peso, empuxo
– Aceleração, atrito com coluna
– Peso fluido acima da bomba
– Carga total diagnóstico da operação
• Carta dinamométrica
• Volume bombeado depende do movimento relativo entre o pistão e a camisa da bomba- curso efetivo do pistão
• Diferença entre curso do pistão e da haste polida devidos à elasticidade da coluna de hastes, da coluna de produção e
ao sobrecurso (inércia)
Unidade de superfície
• Estrutura
• Contrapesos– Equilíbrio de torques
• Caixa de redução– 600 rpm para 20 cpm
– 50 % do custo da unidade
• Motor
Bombeio por Cavidades Progressivas - BCP
• BCP na coluna de produção• Acionamento por coluna de hastes rotativas
– (ou motor elétrico ou hidráulico de fundo)• Adequada para fluidos viscosos, com sólidos em
suspensão, e pequenas quantidades de gás• Utilização em crescimento acelerado• Baixo cisalhamento dos fluidos
Bomba de cavidades progressivas
• Rotor e estator
• Vazão proporcional à rotação
• Lubrificação pelo líquido bombeado
• Pressão limitada
• Torque constante
– Menor potência
Sistemas de bombeio por BCP
• Vazão até 230 m3/dia, proporcional à rotação
• Profundidade até 2000 m (lim. pressão)
• Torque constante• Rotação 200 rpm (até
500)• Poços não verticais
Stator
Vertical
Electric Wellhead
Drive
Casing
Production Tubing
Sucker Rod
Sucker Rod Coupling
Tubing Collar
Rotor
Tubing Collar
Tag Bar Sub
Progressing Cavity Pump
Flexible Shaft and Intake
Seal
Gear Reducer
Motor
BCP Coluna de hastes
• Esforços
– Peso próprio e da bomba
– Pressão diferencial através da bomba
– Torção decorrente do torque da bomba e dos atritos com a coluna e fluidos
BCP Equipamentos de superfície
• Motor
• Redutor
• Sistema de freio