SISTEMAS DE ELEVAÇÃO DE PETRÓLEO

Elevação Natural

Elevação Artificial

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 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

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.• 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

– q / qmax = 1 – 0,1 [Pw / Pe] – 0,8 *[Pw /Pe]2

– Adequado também para capa de gás e pequeno influxo de água

– Outras correlações• Dano, etc

• Medição direta

Fluxo na coluna de produção

• Escoamento ocorre devido à diferença ΔP = Pw – Pcab

• ΔP suficiente para– Coluna hidrostática– Atrito

• Vazão• Diâmetro• Rugosidade• Comprimento

– Aceleração (se fluido compressível)• Presença de gás

• Variação com a vazão

Pw = Pcab + ρgh + atritocol + aceleração

Escoamento multifásico vertical

• Fases líquido e gás

• Velocidades diferentes para cada fase

• Razão gás-líquido e arranjo das fases variáveis ao longo da coluna

• Determinação das perdas por atrito mais complexa

• Gradientes hidrostático e dinâmico não mais representados por retas

• Necessidade de indução de surgência

Solução de problemas de fluxo• Determinação do gradiente

dinâmico de pressão– Medição direta no poço– Simuladores de fluxo multifásico– Curva mestra de fluxo vertical

multifásico

• Cálculo do escoamento multifásico– Correlações com diferentes graus de

complexidade e empirismo– Correlações baseadas em conjunto

de amostragens.– Extrapolação leva a resultados

duvidosos– Necessário verificar qual correlação

é mais adequada a cada poço

• Correlações para fluxo multifásico– Categoria A: 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

Curva mestra de fluxo vertical multifásico

Fluxo na superfície

• Ocorre devido à diferença

ΔP = Pcab – Psep

• ΔP suficiente para– Diferença de altura– Atrito– Aceleração (se houver)

Pcab = Psep + ρ g Δzsup + atritosup

Escoamento multifásico horizontal

• Dificuldades semelhantes ao caso vertical

• Estratificação

• Padrões de escoamento diferentes

• Terreno ondulado

• Correlações

• Maiores margens de erro

• Trecho horizontal contribui com parcela menor de perda de pressão

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– P = φ (q, RGL, abertura)

Ponto de operação

• Superposição das curvas do reservatório e do sistema poço-superfície

• Elevação artificial modifica a curva do sistema poço-superfície

Gas Lift

• 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

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

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

Sistema de Gas Lift

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

Válvulas de gas lift

• Reguladoras de pressão entre anular e coluna– Descarga do poço

(início)– Injeção de gás

• Válvulas de descarga• Válvula operadora

• Acionadas por– Pressão no anular– Pressão na coluna de

produção

Descarga de poço com Gas Lift

• Retirada do fluido de amortecimento

• Injeção de gás pelo anular• Fluido retirado pela coluna• Válvulas de descarga

gradualmente vão se fechando• Operação através da válvula

operadora• Dimensionamento de

profundidades, pressão de calibração e orifícios das válvulas, vazão de gás injetado, etc

• Simuladores de fluxo multifásico

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)

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

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

BCS

Esquema de instalação de BCS onshore

( Fonte: Catálogo Reda)

Bomba BCS

• 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

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

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

BM - Componentes

• Bomba de subsuperfície

• Coluna de hastes

• Unidade de superfície

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