Gas Lift Intermitente - Retificações e Ajustes Exigidos - 23 Abril 2015 Quarta
97
INSTITUTO DE PESQUISA EDUCAÇÃO E TECNOLOGIA PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO DA UNIVERSIDADE CATÓLICA DE PETRÓPOLIS CAMPUS RIO DE JANEIRO CURSO DE PÓS-GRADUAÇÃO LATO SENSU EM ENGENHARIA DE EQUIPAMENTOS ON E OFF SHORE JENIFFER STEPHANIE CASTRO PANNAIN GAS LIFT INTERMITENTE 1
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Retificações para um trabalho de conclusão de curso
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INSTITUTO DE PESQUISA EDUCAÇÃO E TECNOLOGIAPROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO DA UNIVERSIDADE CATÓLICA
DE PETRÓPOLIS CAMPUS RIO DE JANEIROCURSO DE PÓS-GRADUAÇÃO LATO SENSU EM ENGENHARIA DE
EQUIPAMENTOS ON E OFF SHORE
JENIFFER STEPHANIE CASTRO PANNAIN
GAS LIFT INTERMITENTE
RIO DE JANEIRO2015
1
JENIFFER STEPHANIE CASTRO PANNAIN
GAS LIFT INTERMITENTE
Monografia apresentada ao Curso de Pós-Graduação Lato Sensu em Engenharia de Equipamentos On e Off Shore do Programa de Pós-Graduação do Instituto de Pesquisa Educação e Tecnologia, Campus Rio de Janeiro, como requisito
2
parcial para a obtenção do título de Especialista.
RIO DE JANEIRO2015
RESUMO
O presente estudo enfatiza as principais aplicações e procedimentos
3
para a utilização do método de elevação artificial a gás lift intermitente utilizado em poços de petróleo semidepletados.No inicio da vida produtiva de um poço, o fluido produzido esta submetido a determinadas condições de temperatura e pressão, sendo essa uma das propriedades intrínseca ao reservatório. Quando as tais propriedades, citadas anteriormente, com ênfase à pressão do reservatório, é suficiente para vencer a pressão resultante da coluna hidrostática e das instalações de superfície, nesse caso, os poços são denominados de surgente.No entanto, ao longo da produção, o reservatório apresenta uma queda de pressão, à medida que o volume total produzido vai crescendo. Outra hipótese a se considerar é que o poço está produzindo por surgência, mas o fluxo obtido na superfície é baixo, exigindo a inserção de gás a fim de manter o equilíbrio entre a pressão do reservatório e a pressão da coluna. Portanto, a partir deste instante, será necessária a utilização de métodos artificiais a fim de para manter a produção e ascender o óleo à superfície.Nestes casos, é imprescindível adicionar energia extra para que o poço possa continuar a produzir a níveis economicamente desejáveis.
Palavras-Chave: Petróleo, Métodos de Elevação Artificial,Prospecção
4
ABSTRACT
This study emphasizes the major applications and procedures for the use of artificial lift method will be used in intermittent gas lift oil wells semidepletads.At the beginning of the productive life of a well, the fluid is subject to certain conditions of temperature and pressure being such an intrinsic properties of the reservoir. When the previously mentioned such properties, with emphasis on reservoir pressure, is sufficient to overcome the pressure resulting from hydrostatic column and surface facilities, in this case, the wells that will produce by this method are called of insurgents. However, during production the reservoir has a pressure drop, the measure that the total volume produced grows, another option to consider is when the well is being produced by upwelling, but the flow was on the surface is low. Therefore, in this moment will be necessary to use helper methods to maintain production and will lift oil to the surface. In this case, is essential to use the lift method, which consists of adding extra power to the well will continue to produce economically desirable levels.
Key-words: Oil, Artificial Lift, Survey
5
6
LISTA DE FIGURAS
FIGURA 1 POÇOS EQUIPADOS COM GAS
LIFT...............................................…....... 12
FIGURA 2 PLANTA GÁS
LIFT......................................................................................... 14
FIGURA 3 CORRIDA PELO ÓLEO DE PEDRA.......................................
…........…........ 16
FIGURA 4 VALVULA
CHOKE.......................................................................................... 18
FIGURA 5 VALVULA MOTORA...............................................
….........................…....... 21
FIGURA 6 REPRESENTAÇÃO ESQUEMÁTICA POÇO GAS
LIFT................................ 22
FIGURA 7 ETAPA DE
ELEVAÇÃO................................................................................. 24
FIGURA 8 ETAPA DE
PRODUÇÃO.....................................................................…....... 25
FIGURA 9
DESCOMPRESSÃO...........................................................................
…....... 26
FIGURA 10 ALIMENTAÇÃO
FINALIZADA...........................................................…....... 27
7
FIGURA 11 GÁS LIFT INTERMITENTE
INVERTIDO....................................................... 30
FIGURA 12 REPRESENTAÇÃO PLUNGER LIFT
CONVENCIONAL..................…....... 32
FIGURA 13 INÍCIO DO ACÚMULO DE GÁS
(PLC).......................................................... 33
FIGURA 14 PLUNGER LIFT ELEVAÇÃO
(PLC)....................................................…....... 35
FIGURA 15 PRODUÇÃO
(PLC)............................................................................…....... 36
FIGURA 16 CHEGADA DO PISTÃO AO
LUBRIFICADOR...................................…....... 37
FIGURA 17 GÁS LIFT INTERMITENTE COM
PISTÃO........................................…....... 38
FIGURA 18 ELEVAÇÃO
GLIP.............................................................................…......... 39
FIGURA 19 PRODUÇÃO
GLIP........................................................................................ 40
FIGURA 20 DESCOMPRESSÃO
GLIP.................................................................…....... 41
FIGURA 21 ALIMENTAÇÃO
GLIP................................................................................... 42
8
FIGURA 22 GLICA REPRESENTAÇÃO
ESQUEMÁTICA.....................................…......43
FIGURA 23 GLICA ESTÁGIO
INICIAL................................................................…........ 44
FIGURA 24 GLICA ESTÁGIO
ELEVAÇÃO...................................................................... 45
FIGURA 25 GLICA ESTÁGIO
PRODUÇÃO..........................................................…....... 46
FIGURA 26 GLICA ESTÁGIO
DESCOMPRESSÃO........................................................ 47
FIGURA 27 PL REPRESENTAÇÃO ESQUEMÁTICA............
…...........................…....... 48
FIGURA 28 PL ESTÁGIO 1
INÍCIO.......................................................................…....... 49
FIGURA 29 PL ESTÁGIO 2 ELEVAÇÃO..............
….............................................…....... 50
FIGURA 30 PL ESTÁGIO 3
PRODUÇÃO.............................................................…....... 51
FIGURA 31 PL ESTÁGIO 4
DESCOMPRESSÃO.................................................…....... 52
FIGURA32PL ESTÁGIO
ALIMENTAÇÃO...................................................................... 53
9
LISTA DE ABREVIATURAS
BM – BOMBEIO MECÂNICO
GLC – GÁS LIFT CONVENCIONAL
GLI – GÁS LIFT INTERMITENTE
GLI-I – GÁS LIFT INTERMITENTE INVERTIDO
GLI-P – GÁS LIFT INTERMITENTE COM PISTÃO
GLICA – GÁS LIFT INTERMITENTE COM CÂMARA DE ACUMULAÇÃO
IP – INDÍCE DE PRODUVIDADE
PE – PRESSÃO ESTÁTICA
PL – SISTEMA PIG LIFT
PLC – PLUNGER LIFT CONVENCIONAL
10
SUMÁRIO
RESUMO........................................................................... …....... 3
ABSTRACT....................................................................... …....... 4
LISTA DE FIGURAS...............................................................................................
5
LISTA DE FIGURAS...............................................................................................
6
LISTA DE ABREVIATURAS.............................................................................................. 7
SUMÁRIO.............................................................................................................. …....... 8
1. INTRODUÇÃO...................................................................................................…....... 9
2. GÁS LIFT...........................................................................................................
…....... 13
2.1 DESENVOLVIMENTO DO GÁS LIFT.............................................................. …....... 15
2.2 MÉTODOS GÁS LIFT...................................................................................... ….......
17
3. GÁS LIFT INTERMITENTE CONVENCIONAL.................................................. …....... 23
4. GÁS INTERMITENTE INVERTIDO................................................................... …....... 29
11
5. PLUNGER LIFT CONVENCIONAL................................................................... ….......
31
6. GÁS LIFT INTERMITENTE COM PISTÃO (GLIP)............................................…....... 35
7. GÁS LIFT INTERMITENTE COM CÂMARA DE ACUMULAÇÃO (GLICA)................... 40
8. SITEMA PIG LIFT (PL)...................................................................................... ….......
45
9. CONCLUSÃO.................................................................................................... …....... 54
10. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS................................................................ ….......
57
12
1. INTRODUÇÃO
A prospecção petrolífera envolve uma vasta gama de etapas
divididas da seguinte forma: Após diversos estudos geológicos e
geofisícos da área onde há probabilidade de existência de jazidas, são
perfurados poços para estimar dimensões dessas jazidas, apos isso são
perfurados poços de desenvolvimentos que possibilitarão colocar os
campos em produção, obviamente isso só ocorrerá após ser
determinada a viabilidade econômica desses campos. Essa viabilidade
econômica é determinada após a verificação de que o volume de óleo a
ser recuperados justifique os elevados investimentos necessários para
ser montar a infra-estrutura. A próxima fase denomina-se completação:
preparação do poço para o inicio da produção.
I. Problema:
Poços com mesmas características e com índices de produtividades
diferentes demandarão quantidades diferentes de gás de injeção, a
diferentes profundidades. Para um determinado poço, a quantidade
de gás a ser injetado depende da relação econômica entre o custo de
injeção e o volume de óleo a ser recuperado. Ou seja, para a
execução do projeto exploratório, de dimensionamento e de
manutenção operacional das instalações, é preciso considerar a
viabilidade econômica da jazida a ser recuperada.
13
II. Justificativa:
A escolha entre o método a ser adotado depende de vários
fatores definidos pela variável pressão. Que serão confrontadas
com a condição real encontrada na cabeça do poço e a
tecnicamente ideal para a instalação da estrutura a ser
operada. Onde, em sua seleção, incluem-se:números de poços,
diâmetro do revestimento, produção de areia, razão gás-líquido,
vazão, profundidade do reservatório, viscosidade do fluido,
mecanismo de produção do reservatório, disponibilidade de
energia, acesso aos poços, distância dos poços às estações ou
plataformas de produção, equipamentos disponíveis, pessoas
qualificadas, investimento, custo operacional, segurança, entre
outros. Cada método apresenta vantagens e desvantagens.
Somente após conhecer com detalhe os métodos de elevação é
que se poderá optar pelo método mais economicamente viável.
III. Objetivo:
O escopo do presente trabalho se concentra na exposição e
detalhamento comparativo dos métodos de elevação artificial
em seus respectivos comportamentos e etapas operacionais.
Exibindo suas singularidades e principais aspectos dinâmicos
quando em atividade.
14
No início da exploração dos poços petrolíferos, os fluidos contidos
no reservatório dispõem de um potencial energético capaz de alcançar a
superfície, condição tecnicamente conhecida como poços surgente. Na
mesma proporção em que a produção avança, há uma perda de energia
presentes nos fluidos encontrados no reservatório, até não apresentar
pressão suficiente para sustentar seu escoamento em uma vazão
economicamente viável. Logo, a produção exigirá o emprego de
métodos que assegurem a elevação artificial para a inserção de energia
necessária aos deslocamentos dos fluidos, momento em que as
decisões quanto ao processo que será adotado, uma vez concretizado
serão de improvável revisão. Pois disto dependerá a viabilidade
econômica da produção a longo prazo. Exigindo então, soluções
tecnológicas para o problema, tais como, o Bombeio eletro submersível,
Bombeio Mecânico (BM) e a Elevação a Gás Lift Contínua e/ou
Intermitente (GLA e GLI), e o Bombeio hidráulico,cada sistema possui
suas vantagens peculiares:
Bombeio Eletro submersível:
Eleva grandes volumes de fluidos
Facilidade de operação
Fácil instalação de sensores de pressão
Pode ser usado em poços com desvio
15
Também indicado para operações Offshore
Sistema de baixo custo na elevação de grandes volumes
Bombeio Mecânico:
Concepção do sistema relativamente simples
As unidades podem ser mudadas para outros poços com custo
mínimo
Método simples, eficiente e de fácil operação
Aplicável a poços de pequeno diâmetro e completação múltipla
Pode ser usada uma bomba de baixa pressão dependendo da
profundidade e do volume de vazão
Pode-se usar o gás ou eletricidade como fonte de energia
Disponibilidade em diferentes tamanhos dependendo do volume de
elevação
Bombeio Hidráulico
Pode elevar grandes volumes de altas profundidades
Apresenta poucos problemas operacionais em poços com desvio
A fonte de alimentação pode ser instalada remotamente
Também podemos usar gás ou eletricidade como fonte de energia
È adequado para múltiplas completações
16
É adequado para operações Offshore
Gás Lift (elevação por gás)
Eleva grandes volumes em poços com alto índice de produtividade
Pode ser convertido de continuo (GLC), para intermitente (GLI)
A alimentação do sistema pode ser localizada remotamente
Elevação em poços gasosos não apresenta problemas
Não apresenta problemas em poços com desvio
Indicado também para operações Offshore
Neste contexto a necessidade de soluções de engenharia para a
avaliação correta do desempenho dos métodos viáveis de acordo com
as condições de campo, enquanto considera regras de segurança e de
produção, política de extração do reservatório (escoamento máximo por
poço, cotas de produção, entre outras), cuidados na interface entre a
parede do poço e a conformação do espaço do reservatório (controle de
areia), a capacidade das instalações e a qualidade do equipamento
disponível para operação. Dentre os métodos viáveis de acordo com as
condições de exploração e elevação da jazida em campo, destaca-se o
Gás Lift
Organização do trabalho:
17
Essa dissertação está organizada de acordo com a seguinte
estrutura de capítulos, brevemente descritos abaixo:
Capítulo 1 – Elevação por Gás Lift:
Neste capítulo são apresentados os conceitos que suportam a operação fundamental de exploração de poços profundos. Aqui são discutidos os principais meios de ascensão artificial, com breve descrição de seus princípios de funcionamento. Elencando todos os métodos utilizados na prospecção de hidrocarbonetos geologicamente confinados empregados com relativa frequência. As representações esquemáticas que o acompanham ilustram um poço operando por Gás Lift.
Capítulo 2 – Gás Lift Intermitente Convencional (GLC). Neste capítulo
são apresentadas as principais etapas de produção de
hidrocarbonetos em um poço operando com o método do Gás Lift
Intermitente Convencional. São detalhados e ilustrados os ciclos, de
forma sequenciada, como: elevação, produção e descompressão do
gás das vias de elevação, e, por fim, a fase de reinício de toda
operação, denominada alimentação.
Capítulo 3 – Gás Lift Iitermitente Invertido (GLI-I). Este capítulo
descreve a proposta do uso do Gás Lift Iitermitente Invertido
esclarecendo sua forma de atuação no contexto produtivo.
Capítulo 4 – Plunger Lift Convencional (PLC) Nesse estágio, ocorre a
apresentação da técnica que permite o aumento e a otimização da
produção do poço produtor explorando as vantagens desse sistema.
Uma concepção geral incluem válvulas de controle, acessórios
18
componentes presentes nas ilustrações de forma dinâmica e
abrangente.
Capítulo 5 – Gás Lift Intermitente com Pistão (GLIP). São
comentados os principais benefícios ao se empregar este recurso
junto à instalação a ser utilizado. Destacando o seu método
operacional nos diagramas complementares.
Capítulo 6 – Gás Lift Intermitente com Câmara de Acumulação
(GLICA). São descritas as principais diferenças entre esse sistema, e
o gás lift convencional. Onde são apresentado os estágios
operacionais acompanhados do fenômeno breaktrough.
Capítulo 7 – O sistema Pig Lift. Detalha o sistema que exibe a sua
peculiaridade, em comparação aos demais sistemas apresentados
até o momento. Seguido das principais fases contidas na estrutura
operacional. Incluindo o termo fallback e sua respectiva conceituação.
Capítulo 8 – Conclusão. Finalmente, são relatadas as análises de
todos os métodos abordados sob a ótica da eficiência de emprego do
custo-benefício.
19
1. GAS LIFT
É um processo tecnológico desenvolvido e usado pela indústria do
petróleo que consiste na utilização de gás comprimido a alta pressão
para elevar os fluidos (óleo /água) do fundo do poço até a superfície.
Sendo considerado um dos mais versáteis métodos atualmente usado.
O sistema de Gas Lift é atraente devido à sua flexibilidade de
aplicação, podendo ser aplicado com relativa facilidade em poços
verticais ou direcionais.
Como em qualquer sistema controlado de operação em
instalações, o monitoramento da condição de funcionamento do gás lift é
observado através de pesquisa acústica, vazão de fluidos produzidos,
pressão, temperatura dos fluidos e cartas de pressão.
Vale ressaltar que via de regra em operações de poços em alto
mar, sempre mais onerosas que as operações de poços em terra firme,
invariavelmente é usado gás natural ou nitrogênio para o incremento da
surgência, neste caso normalmente os poços mesmo sendo surgente já
são completados com válvulas de Gás Lift prevenindo para eventuais
operações de incremento da surgência.
Observa-se na bacia de Campos o uso de pelo menos uma válvula
de gás-lift, mesmo quando se imagina que o poço será surgente até
uma próxima intervenção de sonda. O auxilio ao incremento de
descargas após uma eventual paralisação da operação do poço é a
principal finalidade do uso desta válvula.
20
Figura 02 - Planta Gás lift.
Fonte: American Completion Tools.
21
1.1 DESENVOLVIMENTO DO GAS LIFT
O primeiro registro que se tem de um sistema de elevação artificial
a ar comprimido, foi em 1782 para remover água de uma mina inundada
na Hungria, posteriormente a técnica foi desenvolvida para levantar
grandes volumes de fluidos em minas inundadas.
Em 1864, a indústria de petróleo americana utilizou ar comprimido
para elevar água e um pouco de óleo de poços rasos para a superfície
em Venango County, Pensilvânia EUA.
Em 1899 a técnica de elevação artificial, foi usada para a elevação
de óleo nos campos petrolíferos de Baku no Azerbaijão, na época
pertencente à antiga URSS.
Na Califórnia EUA, o ar comprimido foi introduzido em 1909 para
elevar os fluidos dos poços do condado de Kern.
O sistema de elevação a ar comprimido era corrosivo para as
válvulas e equipamentos do fundo do poço, a mistura ar e gás natural
era explosiva e corria riscos de incêndios, o ar misturado com o gás
diminuía suas propriedades de aquecimento, o preço e as vendas eram
reduzidas.
Devido a esses problemas, introduziu-se o método de elevação a
gás, em 1900 o método ganhou popularidade graças a aplicação bem
sucedida nos EUA e na região do golfo pérsico.
22
Essa popularidade se deveu a melhoria dos equipamentos e a
melhor compreensão do processo, Devido à grande quantidade de
pesquisa feita entre 1952-1965 foi determinada a perda de pressão que
ocorre em duas fases do fluxo vertical, Com o aumento do valor do gás
a eficiência deste processo foi melhorado.
1.2 MÉTODOS GAS LIFT
Há dois tipos básicos de métodos de elevação a gás usados na
indústria da exploração de petróleo, conhecidos por : Gás lift continuo
(GLC) e Gas lift intermitente (GLI)
Gas-Lift contínuo (GLC): “O método de elevação artificial conhecido
como gás-lith contínuo (GLC) é extensivamente utilizado na
explotação de campos petrolífero, principalmente em área Offshore,
respondendo diretamente por significativa parcela da produção
mundial.
No Brasil, este método é responsável, em números de 1995, pela
produção de 6,8% do numero total de poços e 39,4% do volume de óleo.
Na Bacia de Campos estes números sobem para 54,4% e 53,3%
respectivamente.
A relevância do GLC para a produção de petróleo promoveu, ao
longo das últimas décadas, a realização de um grande número de
23
trabalho enfocando os diversos fatores que tem efeito sobre a eficiência
do método. (Oliveira. Galileu. Paulo 1995)
O método GLC consiste em uma continua injeção de gás na
coluna de produção tubing, proporcionando uma redução da densidade
média dos fluidos presentes na coluna, reduzindo a pressão em seu
interior, com isso reduz- se a pressão de fluxo no fundo do poço,
conseqüentemente aumenta a vazão dos fluidos.
Porém, o excesso de injeção de gás anula esse efeito, reduzindo a
eficiência do método de elevação, observa-se então a existência de uma
proporção ideal entre o volume de gás injetado e o volume de fluidos
produzidos.
Conclui-se que cada poço, em cada momento existirá uma injeção
ideal de gás para uma melhor eficiência de produção.
Mesmo o gás tendo sido recuperado através da separação do
óleo, posteriormente será necessário o emprego de um sistema de
compressão, para que a pressão do gás seja elevada a níveis
adequados a sua re-injeção na coluna de produção.
Na superfície, o controle de injeção de gás no poço é feito por um
regulador de fluxo. Também conhecido por choke.
Figura 04 - Válvula Choke.
24
Fonte: American Completion Tools.
Gas-Lift intermitente (GLI): consiste na injeção de gás de maneira
intermitente no poço que ao expandir-se no interior da coluna de
produção conduz os fluidos acumulados no fundo do poço em direção
à superfície.
O gás é injetado de forma intermitente no tubo de produção, ao
expandir-se na coluna de produção, proporciona a elevação da carga de
liquido acumulada no poço.
Nesta situação, a vazão do poço é comandada pelas aberturas
consecutivas da válvula de controle da injeção de gás, abertura estas
que ocorrem de forma cíclica. O gás injetado é controlado por um
temporizador e deslocado até a superfície em uma golfada de líquido
(slug), ou seja, certa quantidade de fluido previamente acumulado
dentro do tubo de produção, durante a fase de realimentação do poço
de forma cíclica. O temporizador é controlado a partir das instalações de
superfície, que regula o disparo do gás no tubo de produção o mais
25
profundo possível, com um obturador (packer) realizando a função de
separador junto ao anular, na zona de canhoneio no interior do
reservatório.
Em termos de viabilidade, é importante ressaltar que este método
é mais adequado ao emprego em poços de baixa produção, localizados,
em geral, em campos maduros, onde os pequenos ganhos assegurados
pelo GLI cerceiam sua aplicação a poços onshore, principalmente.
Na literatura sobre o método GLI destacam-se estes tipos de
instalações intermitentes:
Gás Lift Intermitente Convencional
Gás lift Intermitente Invertido
Plunger Lift Convencional (Usa o gás da formação)
Gás Lift Intermitente com Pistão
Gás Lift Intermitente com Câmara de Acumulação
Pig Lift
O critério de elevação GLC ou GLI deve observar faixas de PE e
IP:
26
Quadro 01 - critérios para o emprego do GLC ou GLI.
IP ALTO IP MÉDIO IP BAIXO
PE ALTA Continua Continua/intermitenteIntermitent
e
PE MEDIAContinua/
intermitenteContinua/intermitente
Intermitente
PE BAIXA intermitente intermitenteIntermitent
e
Analisando os dados apresentados na tabela acima o poço a ser
operado com Gás lift Intermitente deverá apresentar um dos dois
parâmetros (índice de produtividade ou pressão estática) BAIXO, e o
poço a ser operado a ser operado a Gas Lith Continuo devera
apresentar esses dois parâmetros citados, classificados como ALTO.
Antes de prosseguir, torna-se pertinente uma breve observação
sobre os Métodos de Elevação Pneumáticos: Deve-se considerar
Pneumático Intermitente, todos os métodos onde a elevação de fluidos,
ocorra de maneira intermitentemente, ou seja, através de ciclos
utilizando a expansão de gás natural como fonte primaria de energia
para a produção de fluidos. Esse ciclo de produção dividirá – se em
quatro etapas distintas:
Elevação
Produção
Descompressão
27
Alimentação
Como mencionado anteriormente o quatro tipos atualmente
conhecidos são: Gas Lift Intermitente Convencional (GLI), Gas Lifth
Intermitente com Pistão (GLIP), Gas Lifth Intermitente com Câmara de
Acumulação (GLICA) e Pig Lifth (PL) sendo esse ultimo desenvolvido no
Brasil. Não se pode deixar de analisar o método Plunger Lift
Convencional (PLC) pela sua semelhança com o método Gas Lift
Intermitente com Pistão (GLIP), Em todos esses métodos mencionados
com exceção do PLC, o controle de injeção de gás é realizado na
superfície, através de uma válvula pneumática de diafragma
denominada, válvula motora.
Figura 05 - Válvula Motora.
28
Fonte: American Completion Tools.
As válvulas motoras são válvulas de operação pneumática
utilizadas no controle de produção, no caso dos poços assistidos com
injeção de gás desde a superfície. Para uma melhor compreensão dos
métodos aqui mencionados, faz se necessário relatar de uma maneira
detalhada o processo do Gas Lift intermitente convencional :
Na coluna de produção deixa-se que os Fluidos cheguem a um
nível pré-estabelecido, neste momento gás comprimido a alta pressão é
injetado na coluna de produção, especificamente abaixo da golfada de
fluidos a ser elevada a superfície, o controle desta injeção de gás é
realizada por uma válvula que se localiza no fundo do poço, válvula esta
que tem o nome de “Válvula de Gás lift”.
29
A rápida expansão do gás eleva a porção de fluidos até a
superfície, no entanto por ter uma velocidade maior o gás
freqüentemente penetra na golfada, fato este que acaba em constante
redução no comprimento da golfada que se encaminha para a
superfície. Pode ocorrer em face de algumas condições de condução
que os fluidos não produzidos fiquem na coluna de produção como uma
película na parede da tubulação, ou como gotículas de fluido no interior
das bolhas de gás ou até mesmo ambas as ocorrências. Os fluidos que
são produzidos na superfície se formam pela produção da golfada, pela
película das paredes da tubulação e pelos fluidos que se acumula nas
bolhas de gás em forma de gotículas. Porém partes dos fluidos retornam
ao fundo do poço ajuntando-se aos fluidos da formação produzindo uma
nova golfada de fluidos, e novamente recomeça o ciclo da produção. Na
figura esquemática abaixo fica demonstrado o processo.
30
Figura 06 - Representação esquemática de um poço operado por Gas
Lift.
2. GAS LIFT INTERMITENTE CONVENCIONAL (GLIC):
REPRESENTAÇÕES ESQUEMÁTICAS E ETAPAS DE OPERAÇÃO
ETAPA1: ELEVAÇÃO
Alcançada a pressão necessária para a operação, abra-se a
válvula de gás lift, e o gás é injetado na coluna de produção, dando
inicio ao processo de elevação do fluido. O ciclo da válvula de gás lift e
da válvula motora, estando aberta ou fechada está sujeito ao volume de
31
gás injetado durante o ciclo. Quanto a maior o volume maior será o
tempo de abertura.
Em um sistema bem calibrado, a válvula de gás lith fechará assim
que o slug atingir a superfície, permanecendo aberta durante todo o
tempo de elevação. A rápida expansão do gás eleva o fluido acumulado
na coluna de produção durante o ciclo anterior (alimentação). Quanto
mais rápida for a expansão do gás maior será sua penetração no slug,
determinando perdas no volume do fluido. Este fenômeno é
denominado fallback, pode ser uma importante parcela do fluido inicial.
Portanto, o controle do fallback é importante para o bom funcionamento
de uma instalação pneumática intermitente.
32
Figura 07 - Etapa de elevação.
Este estágio finaliza com a chegada do Slug a superfície. Começa então a próxima
etapa: Produção.
33
ETAPA 2: PRODUÇÃO
Começa a produção quando o Slug conduz os fluidos à
superfície, A válvula motora e a válvula de gás lift permanecem
fechadas nesta etapa e nas seguintes, pois estará ocorrendo a
transferência de fluidos, da coluna para a linha de produção esta
etapa finaliza com o fim do Slug.
Figura 08 - Etapa de Produção; ao término da mesma inicia-se a
Descompressão.
34
ETAPA 3: DESCOMPRESSÃO
De acordo com algumas condições ocorridas na fase de
produção, uma parcela da película dos fluidos que aderiu nas paredes
da coluna de produção é removida pela bolha de gás, e a ela se integra,
Conclui-se que durante a fase de descompressão do gás ainda
será possível uma produção de fluidos, isto se deve a parte de fluido
35
incorporada na bolha de gás e também a velocidade da película de
fluidos que se conduziam á superfície para produção, a bolha de gás se
encaminha para o separador diminuindo a pressão no tubo de
produção, está encerrada esta etapa tão logo a pressão no fundo do
poço se estabilize nos valores do inicio da primeira etapa.
Figura 09 - Descompressão.
ETAPA 4: ALIMENTAÇÃO
Esta etapa é o reinício de toda a operação descrita acima.
Figura 10 – Finalização da alimentação e reinício do ciclo.
36
Nesta etapa final, após a recarga do poço, com os fluidos que
provém do reservatório, dos fluidos remanescentes da película que
escorre das laterais da coluna de produção e parte do slug não
produzido, se acumularem formando uma nova carga, abre-se a 37
válvula motora, o gás com pressão elevada é injetado no anular
(espaço entre o revestimento e a coluna de produção), através da
válvula de gás lift, o gás então é injetado na coluna de produção, e
novamente se dá início da produção com a elevação da carga de
fluido rumo à superfície.
38
4. GAS LIFT INTERMITENTE INVERTIDO (GLI-I)
Nos poços de maior produtividade, a produção pode ser
aumentada em determinadas situações simplesmente invertendo o
sentido do escoamento de líquidos e gás no interior do poço; O gás
passa a ser injetado na coluna de produção enquanto o líquido é
elevado através do espaço anular.
O aumento esperado, do volume de líquido produzido se deve à
maior seção transversal do anular, porém o volume do gás injetado
também tende a ser maior.
Embora esta variante do Gás Lift seja mais comum no GLC, ela
também pode ser empregada no GLI. Uma representação
esquemática de uma instalação de GLI-I em um poço vertical é vista
na figura 11. A válvula operadora foi removida, ficando no seu lugar
um orifício através do qual há comunicação entre a coluna e o espaço
anular. A ausência da válvula operadora tende a reduzir
drasticamente a necessidade de intervenção no poço.
O restante da instalação no poço permanece igual a do GLI,
com exceção da troca entre as linhas de injeção e de produção.
O líquido alimentado pelo reservatório é admitido na coluna de
produção, através da válvula de pé, e parte dele passa pelo orifício
para ser acumulado no espaço anular. O efeito de acumulação do gás
injetado antes da elevação é perdido. No início do ciclo, o gás injetado
39
desloca a carga de liquido da coluna para o anular (Transferência),
iniciando a elevação em seguida.
Apesar do seu potencial para aplicações práticas, os relatos
sobre o GLI-I na literatura são escassos. Fora a indicação de
aplicação do GLI-I em poços no Oriente Médio, sem especificar o
regime de injeção de gás, existe apenas relatos informais do emprego
bem sucedido de GLI-I em aplicações de campo no Brasil.
Figura 11 - Gas Lift intermitente invertido.
40
41
5. PLUNGER LIFT CONVENCIONAL (PLC)
Consiste numa interface mecânica entre os fluidos produzidos e o gás do próprio
poço, é um processo com custo reduzido e eficiência comprovada em poços
equipados com esse sistema em várias regiões do planeta.
O gás produzido na formação é a principal fonte de energia para a
elevação de um pistão (Plunger) localizado no interior da coluna de produção,
percorrendo a coluna desde o fundo até a superfície em períodos cíclicos.
Esta interface mecânica provoca a redução do escorregamento do líquido
(fallback), tão comum em outros sistemas de elevação, quando existe uma alta
razão gás liquido (RGL).
O incremento na produção pelo fato do Plunger Lift reduzir a pressão de
fluxo no fundo do poço (Pwf) também é uma das qualidades atraentes deste
sistema.
Este sistema é o mais usado quando o volume de gás no poço for
relativamente maior que o de fluidos, se assim não fosse não existiria energia
suficiente para a elevação do pistão até a superfície.
Este sistema opera de maneira cíclica, isto é opera em etapas sucessivas
com intervalos regulares, assim que a ultima etapa é completada, o controlador
repete o processo novamente, Devido a esta particularidade se torna um método
extremamente flexível, ajustando-se a variados tipos de poços.
Esta interface mecânica provoca a redução do escorregamento
do líquido (fallback), tão comum em outros sistemas de elevação,
quando existe uma alta razão gás liquido (RGL).
O incremento na produção pelo fato do Plunger Lift reduzir a 42
pressão de fluxo no fundo do poço (Pwf) também é uma das
qualidades atraentes deste sistema.
Este sistema é o mais usado quando o volume de gás no poço
for relativamente maior que o de fluidos, se assim não fosse não
existiria energia suficiente para a elevação do pistão até a superfície.
Este sistema opera de maneira cíclica, isto é opera em etapas
sucessivas com intervalos regulares, assim que a ultima etapa é
completada, o controlador repete o processo novamente, Devido a
esta particularidade se torna um método extremamente flexível,
ajustando-se a variados tipos de poços.
Principais aplicações
O Plunger Lift Possui quatro aplicações básicas: eliminar a formação
de líquidos em poços de gás com a redução da vazão de poços
produtores de gás ocorre
FIGURA 12 – Representação de um poço plunger lift convencional
(plc) e seus equipamentos.
43
44
Etapa 1: Acúmulo de Gás e aumento da pressão
O acúmulo de gás no fundo do poço eleva a pressão, pois a
válvula de controle localizada na superfície se encontra fechada.
Neste momento o pistão está no fundo da coluna , com uma
mistura de óleo e gás logo acima,( mais líquido que gás), em um
ponto mais acima está uma mistura com mais gás que líquido.
Figura 13 – Início do acúmulo de gás (PLC).
45
Esta etapa se forma com o aumento da pressão no anular
(casing), exercida pelo aumento do volume de gás produzido pelo
reservatório; O controlador mantém a válvula de controle na linha de
produção fechada, o pistão repousa no fundo da coluna de
produção(tubing), simultaneamente uma parcela dos fluidos
produzidos pelo reservatório se aloja na coluna de produção acima do
pistão, dado origem a uma coluna de fluidos que será produzida; Em
certo momento controlado , a linha de produção é liberada pelo
46
controlador, provocando uma rápida queda de pressão no topo da
coluna de produção.
Neste momento o gás acumulado abaixo do pistão se expande
de forma vigorosa, transmitindo esta energia ao pistão que age como
um embolo elevando os fluidos acumulados sobre o pistão em direção
a superfície para serem produzidos.
Esta etapa também é conhecida pelo termo BUILD-UP.
Etapa 2 : Abertura da válvula de controle e elevação da golfada
Com a rápida expansão dos gases acumulados abaixo do pistão
e o conseqüente deslocamento do pistão, começa a fase de elevação
da golfada.
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Figura 14 - Plunger lift elevação.
Etapa 3: Deslocamento do pistão e produção da golfada
Com a chegada da golfada na superfície, ocorre a fase 3 do
processo. O pistão atinge a superfície depois de percorrer toda a
48
coluna fazendo a com que o fluído que se encontra acima dele seja
produzido pela linha de surgência do poço. Nesse instante, a pressão
do anular cai até um valor mínimo facilitando, portanto, a entrada de
novos fluídos do reservatório para dentro do poço.
Figura 15 – Produção (PLC).
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ETAPA 4: CHEGADA DO PISTÃO AO LUBRIFICADOR
Encerrada a produção da golfada, o movimento do pistão
empurrado pela energia de deslocamento da expansão do gás,
50
conduz o pistão até o lubrificador, onde então é amortecido o seu
deslocamento pela ação de uma mola, o gás então começa a ser
produzido também, e continua sendo, até que a pressão que mantém
o pistão no lubrificador diminua, esse momento é o Afterflow, que é
encerrado pelo fechamento da válvula de controle.
Começa então o movimento descendente do pistão, através da
coluna de produção, passando pela coluna de gás e pelo acúmulo de
fluido que se formou no fundo do poço durante as etapas anteriores.
O movimento de queda é amortecido por uma mola localizada no
fundo da coluna e o processo se reinicia.
Figura 16-Chegada do pistão ao lubrificador
51
6. GAS LIFT INTERMITENTE COM PISTÃO (GLIP)
Observa-se uma semelhança acentuada entre este sistema e
os: Gás Lift Intermitente Convencional (GLIC), e o Plunger lift
convencional (PLC).
No caso em que se compara com o GLIC, a diferença esta
numa interface mecânica entre o gás injetado e o líquido produzido,
objetivando-se uma redução do fall-back de fluidos.
Quando comparado ao PLC, a diferença preponderante é o fato
de no PLC o gás é produzido pelo reservatório, e no GLIC o gás é
injetado da superfície através de uma válvula pneumática, e no fundo
do poço pela válvula Gas-Lift. As etapas de produção são as mesmas
52
do GLIC.
Figura 17 - Gás Lift intermitente com pistão.
FASE 1: ELEVAÇÃO
O fato de um pistão estar associado a este método proporciona
uma menor perda de fluidos da golfada, como já mencionado
anteriormente as diferenças residem na interface mecânica (pistão) e
no gás usado como energia para elevação, sendo de produção do
reservatório no PLC e Injetado da superfície nos GLIC e GLIP.
Figura 18 - Elevação GLIP.
53
FASE 2: PRODUÇÃO
A produção é atingida no momento em que a golfada de fluidos
atinge a superfície, e finaliza com a chegada do pistão à superfície.
Assim como no GLIC, a coluna de fluidos é acelerada de forma
vertiginosa ocorrendo então a transferência dos fluidos da golfada
para a linha de produção.
54
Figura 19 - Produção GLIP.
FASE 3: DESCOMPRESSÃO
Nesta fase o estágio é considerado iniciado quando o pistão
chega á superfície. Neste sistema a perda de fluidos é menor que no
sistema convencional , porém a produção via Fall-back,e a dispersa
no gás também é menor. Durante esta fase o pistão permanece
55
quase o tempo todo na superfície.
Figura 20 - Descompressão GLIP.
FASE 4: ALIMENTAÇÃO
Esta fase estará terminada, quando o tamanho da coluna de
fluidos inicial estiver restabelecido. Também nesta fase o pistão inicia
56
seu regresso para o fundo do poço, antes do início de um novo ciclo.
Figura 21- Alimentação GLIP.
7. GAS LIFT INTERMITENTE COM CÂMARA DE ACUMULAÇÃO
(GLICA)
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A principal diferença entre esse sistema, e o Gás lift intermitente
convencional, é o menor comprimento da coluna de fluidos no estágio
de alimentação. O espaço anular usado para a acumulação dos
fluidos proporciona uma coluna de fluidos menos alta,
conseqüentemente será necessária uma pressão média de fluxo
inferior. Este sistema começa com o estagio que aqui será
denominado de Estágio Inicial.
Figura 22 – Representação GLICA.
58
ESTÁGIO 1: Inicial
Em sistemas anteriormente descritos, a válvula operadora no
seu estágio “aberta”, estava sintonizada com a injeção de gás na
coluna de produção. Neste sistema (GLICA), esta sincronia não
existe. Aberta a válvula operadora o gás é injetado na câmara anular,
acima da coluna de fluidos,neste momento é dada a partida no
estágio Inicial. O estágio inicial é encerrado quando a injeção de gás
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traspassar o tubo perfurado, transferindo todo o fluido contido no
espaço anular para a coluna de produção.
Figura 23 - GLICA Estágio Inicial.
ESTÁGIO 2: ELEVAÇÃO
O estágio da “Elevação”, inicia-se assim que termina o estágio
anterior (estágio inicial), neste sistema a velocidade da coluna de
fluidos no momento da injeção de gás se comparada sistema GLIC,é
60
alta. Neste sistema o fenômeno Breaktrough ( Grande penetração de
gás no fluido, devido a velocidade da injeção de gás ser
extremamente maior que o deslocamento dos fluidos) é bastante
minimizado pois a coluna de fluidos, se encontra acelerada, assim
que o gás atinge a coluna de produção.
Figura 24 - GLICA Estágio Elevação.
ESTÁGIO 3: PRODUÇÃO
Neste estágio, a conclusão e o seu inicio se dão quando a 61
extremidade superior e inferior da coluna de fluidos, atingem a linha
de produção, permanecendo vedadas as válvulas: motora e
operadora.
Figura 25 - GLICA Estágio Produção.
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ESTÁGIO 4: DESCOMPRESSÃO
O inicio deste estágio é a chegada da extremidade inferior da
coluna de fluidos à linha de produção, na extremidade superior da
coluna de fluidos, a pressão do gás regressa ao valor de inicio. Ao
termino deste estágio recomeça o processo GLICA.
Figura 26 - GLICA Estágio Descompressão.
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8. SISTEMA PIG LIFT (PL)
O sistema Pig-Lift exibe um formato peculiar , se comparado a
todos os sistemas aqui apresentados anteriormente. Sua constituição
resume-se a duas colunas de produção interligadas no fundo do
poço, a cada ciclo de produção suas funções se alternam, sendo uma
para injeção de gás a outra para produção de liquido. Pode-se dizer
64
que a peculiaridade deste sistema é a utilização de um componente
não rígido,confeccionado de espuma especial denominado Pig,que
torna possível a redução do fall-back de fluidos quase a zero.
Figura 27 - PL Representação Esquemática
ESTAGIO 1: INÍCIO
Este estágio começa com a colocação da válvula motora em
posição aberta, neste momento a injeção do gás diretamente na
coluna de injeção, logo acima da coluna de fluidos, proporciona a 65
transferência dos fluidos da coluna de injeção para a coluna de
produção. O término deste estágio ocorre quando todo o fluido é
deslocado, logo a seguir o estágio Elevação terá inicio.
Figura 28 – PL Estágio 1 Início.
ESTÁGIO 2: ELEVAÇÃO
Neste estagio, a injeção de gás na coluna de injeção provoca o
66
deslocamento da interface mecânica PIG ,que juntamente com a
coluna de fluidos desloca-se em direção a superfície deixando o Fall-
back de fluidos praticamente a zero.
Figura 29 – PL Estágio 2 Elevação.
ESTÁGIO 3: PRODUÇÃO
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A produção ocorre quando a coluna de fluidos atinge a
superfície juntamente com a interface mecânica.
Figura 30 – PL Estágio 3 Produção.
68
ESTÁGIO 4: DESCOMPRESSÃO
Na descompressão ao interface mecânica atinge seu ponto mais
elevado, neste estágio não há produção de fluidos.Fecha-se então a
válvula motora durante um certo tempo há a comunicação da coluna
de injeção com a coluna de produção, o que permite o escoamento do
gás pelas referidas colunas do fundo do poço até a superfície.
Figura 31 - PL Estágio 4 Descompressão.
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ESTÁGIO 5: ALIMENTAÇÃO
Após a conclusão do estágio anterior, ocorre a recomposição da
coluna de fluidos inicial, nas colunas de injeção e produção,
proporcionando então o recomeço de um novo ciclo com a inversão
de função das colunas de injeção e produção.
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Figura 32 – PL Estágio Alimentação.
CONCLUSÃO
Conclui-se que entre os métodos abordados, é que
teoricamente o volume produzido nos métodos GLI e GLIC, só poderá
ser obtido através da estabilização do ciclo de produção.
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O sistema com câmara de acumulação é o mais eficiente para
os poços com pressão estática mais baixa e alto índice de
produtividade.
O sistema intermitente é mais eficiente com pressão estática
baixa e índice de produtividade baixa
O sistema Gas Lift intermitente com pistão é mais eficiente com
valores de índice de produtividade baixo, independentemente da
pressão estática.
O sistema Pig Lift por ser um método relativamente novo, e com
poucas informações sobre seu, uso ficará de fora das considerações
finais deste trabalho.
Evitar o FALLBACK observando os parâmetros para isto:
Profundidade de elevação da golfada (Perda aceitável de 1,5 a 2% p/
cada 100mts de elevação ou 5% a 7% a cada 1000ft de elevação),
Diâmetro da coluna de produção (Evitar diâmetros maiores pois
quanto maior o diâmetro da CP, menor será a recuperação de óleo),
Restrições na cabeça do poço (Evitar chokes menores de ½”)
Evitar o BREAKTHROUG observando os seguintes parâmetros:
Na válvula (Evitar abertura rápida p/ válvula de pressão ou grande
orifício p/ válvula de porta), Na elevação da golfada (Utilizar
velocidade mínima de 5m/s), Na chegada da golfada na superfície
(Evitar curvas excessivas e restrições).
Atentar para o Cálculo da Vazão Esperada na Superfície:
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Através da pressão média de fluxo (q = IP (Pe – Pwf)), Através do
Volume recuperado por golfada (q = Nciclos x Vgf ), Ciclagem máxima
( 1 minuto para cada 100 metros de elevação Nmax = 1440 /
(Lvo/100) )
Volume Recuperado em cada Golfada (Vgf)
Vgf = )100
1().( vo
s
twht LFB
G
CPP
A calibração das válvulas num sistema gás lift é de extrema
importância para estabilização dos ciclos de produção, caso essas
válvulas não estejam devidamente calibradas ocorrerá um
favorecimento ao FALLBACK, isto será prejudicial à produção
conforme estudo de caso abaixo.
Conclusão do estudo de caso: O fallback está muito alto-
13%, neste caso deve-se ajustar a ciclagem do poço de atuais 48 cpd
para 96 cpd.
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REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
LIMA, P. C. R. Pig Lift: A New Artificial Lift Method (SPE 36598).
Society of Petroleum Engenieers, 1996.
MARCANO, L. E. CHACIN, J.: “Mechanistic Desing of Conventional
Plunger Lift Installations” , Tech. Paper SPE 23682, 1992.
SANTOS,O.G. Métodos Pneumáticos Intermitentes: análise e
comparação. Dissertação (Mestrado) – Universidade estadual de
campinas, 1997.
VELLOSO, n. Elevação Pneumática “Gás lift”. S.d.
WINKLER, H. W. Gás Lift. In: BRADLEY, H. B. (Ed). Petroleum
Engeneering Handbook. 2. Ed. Ricardson, TX,: Society of Petroleum
Engeeniers, 1989
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