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