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UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE

CENTRO DE TECNOLOGIA

CURSO DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE PETRÓLEO

METODOLOGIA PARA AUMENTO DA PRODUÇÃO EM POÇOS DE PETRÓLEO

COM SISTEMA DE BOMBEIO MECÂNICO QUE POSSUEM VAZÃO ABAIXO DO

POTENCIAL EM CAMPOS DA BACIA POTIGUAR

Thaise Maria Silva de Paula

Outubro, 2018

NATAL, RN

Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CEP/CT/UFRN 2018.2

ii Thaise Maria Silva de Paula

Thaise Maria Silva de Paula




Trabalho apresentado ao Curso de

Engenharia de Petróleo da Universidade

Federal do Rio Grande do Norte como

requisito parcial para a obtenção do título

de Engenheiro de Petróleo.

Orientador (a): Dr. Rutácio de Oliveira Costa

Outubro, 2018

NATAL, RN


iii Thaise Maria Silva de Paula

Orientador (a): Dr. Rutácio de Oliveira Costa




Natal, 29 de outubro de 2018

A aluna Thaise Maria Silva de Paula foi considerada aprovada no seu trabalho de

conclusão para obtenção do título de Formação em Engenharia de Petróleo.

Banca examinadora formada por:


iv Thaise Maria Silva de Paula

PAULA, Thaise Maria Silva de. Metodologia para aumento da produção em poços de petróleo

com sistema de Bombeio Mecânico que possuem vazão abaixo do potencial em campos da

Bacia Potiguar. 2018. 74 f. TCC (Graduação) - Curso de Engenharia de Petróleo, Universidade

Federal do Rio Grande do Norte, Natal, Brasil, 2018.

Palavras-Chaves: potencial, perdas, Bombeio Mecânico, metodologia, intervenção no sistema

de elevação, aumento da produção.

Orientador: Prof. Dr. Rutácio de Oliveira Costa

RESUMO

___________________________________________________________________________

Em campos de petróleo onde o número de poços chega a ordem de milhares e os recursos

são escassos para analisar as condições operacionais poço-a-poço, mesmo com a produção

declinando naturalmente, é possível a existência de uma parcela de poços com a vazão atual

abaixo do potencial, a esta diferença, chama-se perda. A ocorrência de poços com perda indica

que ainda há óleo a recuperar do reservatório e consequentemente meios para obter um aumento

na produção. Alguns motivos que levam os poços a produzirem abaixo dos seus potenciais são:

quando o poço não consegue acompanhar o aumento do potencial causado pela utilização de

algum método de recuperação secundária no reservatório, e outro, é quando há ineficiência no

sistema de elevação, neste último caso, através de intervenções simples, é possível restaurar ou

melhorar as condições operacionais dos poços e elevar a produção. Sendo assim, foi proposta

uma metodologia para ser adotada como prática operacional em campo onde, através de

intervenções simples e de baixo custo no sistema de elevação dos poços com perda é possível

obter um aumento na produção. A detecção destes poços foi realizada com o auxílio de uma

ferramenta computacional recentemente desenvolvida chamada Detector de Perdas, cuja

função é identificar os poços de Bombeio Mecânico monitorados pelo sistema de automação,

com maiores chances de perda devido a algum problema no sistema de elevação artificial. A

metodologia foi aplicada em determinados campos da Bacia Potiguar durante o período de oito

meses, entre centenas de poços analisados 30 sofreram intervenções no sistema de elevação. Os

resultados obtidos demonstraram grande eficiência da metodologia empregada e um aumento

significativo na produção de óleo dos campos.


v Thaise Maria Silva de Paula

PAULA, Thaise Maria Silva de. Metodologia para aumento da produção em poços de petróleo

com sistema de Bombeio Mecânico que possuem vazão abaixo do potencial em campos da

Bacia Potiguar. 2018. 73 f. TCC (Graduação) - Curso de Engenharia de Petróleo, Universidade

Federal do Rio Grande do Norte, Natal, Brasil, 2018.

Keywords: potential, loss, Sucker-Rod Pumping, methodology, lifting system intervention,

increase in production.

Tutor: Prof. Dr. Rutácio de Oliveira Costa

ABSTRACT

__________________________________________________________________________

In oil fields where there are thousands of oil wells and resources are scarce to analyze

operating conditions of each one, even with the production declining naturally, it is possible to

exist some wells with a flow below their potential, this difference is denominated loss. The

occurrence of wells with loss indicates that there is still oil to be recovered from the reservoir,

and consequently, an opportunity to increase production. Some reasons that lead a well to

produce below its potential are: when the well is not capable to keep up with the potential

increase caused by the application of a secondary recovery method in the reservoir or when

there is an inefficiency in the artificial lift system. In the last case, by using simple interventions,

it is possible to restore or improve the operational conditions of the wells and increase

production. Therefore, this work proposes a methodology to be adopted in field operations that

uses simple and low-cost interventions in lifting systems of wells with loss, which it is capable

to increase production. The detection of these wells was performed with the aid of a

computational tool recently developed denominated Detector de Perdas, that identifies the

Sucker Rod Pumping wells monitored by the automation system, with higher chances of loss

due to some problem in artificial lift system. The methodology was applied in a number of

fields located at the Potiguar Basin during eight months. Among hundreds of wells screened, a

total of 30 suffered interventions in the artificial lift system. The results obtained demonstrated

great efficiency of the methodology developed and a significant increase in the oil production

of these fields.


vi Thaise Maria Silva de Paula

Dedico este trabalho à minha família, em especial à

minha mãe Edineide Ângela, ao meu padrasto Paulo

Roberto e ao meu irmão Talles.


vii Thaise Maria Silva de Paula

AGRADECIMENTOS

Primeiramente à Deus, pelo dom da vida, pela minha saúde e por ter guiado meus caminhos

até aqui.

À minha mãe, Edineide Ângela pelo amor incondicional, por ser meu maior exemplo de

determinação e força, e por ter investido na minha educação desde sempre. Agradeço também

ao meu padrasto Paulo Roberto pelo amor, apoio e esforço para junto à minha mãe suprir todas

as minhas necessidades.

Aos meus tios do coração que foram fundamentais para que eu pudesse chegar até aqui,

Taisa Accioly e Horácio Accioly, agradeço por todo amor, incentivo e apoio.

À UFRN por ter proporcionado o ensino e a infraestrutura durante os anos de graduação. E

aos professores (docentes) do curso de Engenharia de Petróleo pelos conhecimentos

compartilhados e desafios lançados durante todo o curso.

À professora, Dra. Carla Maitelli, por ter me dado a oportunidade de ser bolsista de Iniciação

Científica no LAUT e a desenvolver diversos trabalhos sob sua orientação. Agradeço também

sua presença na banca de avaliação deste trabalho.

Ao capítulo estudantil SPE UFRN, onde pude desenvolver diversas atividades, compartilhar

conhecimentos e conhecer pessoas maravilhosas.

Ao meu orientador e chefe no estágio o Prof. Dr. Rutácio Oliveira Costa, por todo o auxílio,

disponibilidade, confiança e a liberdade oferecida a mim durante o desenvolvimento deste

trabalho.

A todas as pessoas extraordinárias que conheci e convivi durante o estágio na Petrobras que

contribuíram sem dúvidas para meu crescimento profissional e pessoal, agradeço a: Albino

Neto, Benno Assmann, Evellyne Batista, Fábio Soares, Marcus Vinícius, Sérgio José, e

novamente a Rutácio Oliveira.

Especialmente ao amigo Benno Waldemar Assmann por todo apoio, conhecimentos

compartilhados, boa vontade para me ensinar e a confiança depositada em mim durante o tempo

em que trabalhamos juntos. Seus ensinamentos e a atividade que desenvolvemos juntos foram

inspiração para realização deste trabalho.

Por fim, e não menos importante, a todos os meus amigos pelo companheirismo em todos

os momentos.


viii Thaise Maria Silva de Paula

SUMÁRIO

1 INTRODUÇÃO 16

1.1 Objetivo geral 17

1.2 Objetivos específicos 17

2 ASPECTOS TEÓRICOS 19

2.1 Inflow Performance Relationship 19

2.2 Perda 23

2.3 Introdução a elevação natural e artificial 25

2.4 Bombeio Mecânico (BM) 26

2.5 Análise do Sistema BM 31

2.5.1 Sonolog 31

2.5.2 Cartas Dinamométricas 33

2.5.3 Testes de Produção 41

2.6 Ações para aumento da produção em poços com perda 42

3 MATERIAIS E MÉTODOS 44

3.1 Programas de análises de poços 44

3.1.1 Sistema de Informação da Produção 44

3.1.2 Sistema Supervisório para Automação da Elevação 44

3.1.3 Total Well Management 46

3.2 Detector de Perdas 47

3.3 Metodologia Proposta 53

3.3.1 Monitoração dos poços automatizados 53

3.3.2 Detectar perdas 53

3.3.3 Analisar os poços apresentados pelo detector 54

3.3.4 Propor ações de intervenção 55

3.3.5 Realização das ações 55

3.3.6 Análise dos poços após ação 55

3.3.7 Determinação dos ganhos 56


ix Thaise Maria Silva de Paula

4 RESULTADOS E DISCUSSÕES 57

4.1 Detecção 57

4.2 Análise 57

4.3 Propostas de ações 61

4.4 Realização das ações 64

4.5 Análise dos poços após intervenções 64

4.6 Determinação dos ganhos 66

5 CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES 70

REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS 72


x Thaise Maria Silva de Paula

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 2.1: IPR modelo linear .................................................................................................. 20

Figura 2.2: IPR modelo de Vogel ............................................................................................. 20

Figura 2.3: IPR combinada ....................................................................................................... 21

Figura 2.4: Perda de um poço de petróleo ................................................................................ 23

Figura 2.5: Vazão possível de um poço surgente ..................................................................... 25

Figura 2.6: Distribuição dos poços por método (a) e produção da Bacia Potiguar por método (b)

.......................................................................................................................................... 26

Figura 2.7: Esquema do sistema de bombeio mecânico ........................................................... 27

Figura 2.8: Bomba de fundo ..................................................................................................... 28

Figura 2.9: Conjunto sede e esfera ........................................................................................... 29

Figura 2.10: Deslocamento do pistão em um ciclo de bombeio ............................................... 30

Figura 2.11: Registro de Sonolog ............................................................................................. 32

Figura 2.12: Nível dinâmico e submergência ........................................................................... 32

Figura 2.13: Cartas dinamométricas de superfície e de fundo ................................................. 33

Figura 2.14: Carta dinamométrica ideal ................................................................................... 34

Figura 2.15: Carta dinamométrica de superfície típica............................................................. 35

Figura 2.16: Carta dinamométrica de fundo e o 𝐅𝟎 ................................................................. 35

Figura 2.17: Bomba de fundo com enchimento completo e respectivo padrão da carta de fundo

.......................................................................................................................................... 37

Figura 2.18: Padrão da carta de fundo para bomba com vazamento na válvula de pé (a) e

vazamento na válvula de passeio (b) ................................................................................ 38

Figura 2.19: Padrão da carta de fundo para pancada de fluido................................................. 38

Figura 2.20: Bomba com interferência de gás e respectivo padrão de carta de fundo ............. 39

Figura 2.21: Padrão de carta de fundo para batida na válvula de pé e/ou passeio ................... 40

Figura 2.22: Padrão de carta de fundo para poço com haste partida ou surgente .................... 40

Figura 2.23: Padrão de carta de fundo para bomba com pistão preso. ..................................... 41

Figura 3.1: Tela do SISAL de um poço com bombeio mecânico............................................. 45

Figura 3.2: Medição do nível dinâmico pelo TWM ................................................................. 46

Figura 3.3: Registro das cartas dinamométricas pelo TWM .................................................... 47


xi Thaise Maria Silva de Paula

Figura 3.4: Fluxograma do funcionamento do programa Detector de Perdas .......................... 49

Figura 3.5: Tela Análise do Detector de Perdas ....................................................................... 50

Figura 3.6: Limiares de fuzzificação na tela Configuração do Detector de Perdas.................. 50

Figura 3.7: Tela IPR ................................................................................................................. 51

Figura 3.8: Curvas de IPR na tela Apresentação ...................................................................... 51

Figura 3.9: Curva de perda versus submergência na tela Submergência ................................. 52

Figura 3.10: Relações entre a submergência e o Pwf e a Perda na tela Conversão Submergência

x Pressão ........................................................................................................................... 52

Figura 3.11: Fluxograma de operação da atividade .................................................................. 53

Figura 4.1: Poços detectados pelo Detector de Perdas ............................................................. 57

Figura 4.2: Análise do poço 1 ................................................................................................... 58

Figura 4.3: IPR e perda bruta do poço 1 ................................................................................... 58





Figura 4.8: Simulação da curva de torque do poço 1 ............................................................... 61

Figura 4.9: Simulação da curva de torque para nova UB no poço 1 ........................................ 62

Figura 4.10: Simulação da curva de torque do poço 2 ............................................................. 63

Figura 4.11: Simulação da curva de torque do poço 3 ............................................................. 63

Figura 4.12: Análise do poço 1 após intervenção ..................................................................... 64




xii Thaise Maria Silva de Paula

LISTA DE TABELAS

Tabela 4.1: Ganhos na produção bruta e líquida ...................................................................... 66

Tabela 4.2: Comparação entre as perdas líquidas estimadas e o ganho de óleo obtidos .......... 67

Tabela 4.3: Dados de produção de 30 poços detectados com perda antes e depois da ação de

intervenção........................................................................................................................ 68

Tabela 4.4: Resultados do incremento na produção dos 30 poços ao longo de oito meses ..... 70


xiii Thaise Maria Silva de Paula

LISTA DE ABREVIATURAS E/OU SÍMBOLO

AOF - Absolute Open Flow, m³/dia (bpd)

AP - Área da seção transversal do pistão, pol²

bbl - barril

BCP - Bombeio por Cavidades Progressivas

BCS - Bombeio Centrífugo Submerso

BM - Bombeio Mecânico

bpd - Barril por dia

BSW - Percentual de água e sedimentos do fluido produzido, %

CDF - Carta dinamométrica de fundo

CDS - Carta dinamométrica de superfície

CPM - Ciclos por minuto

df - Densidade relativa do fluido, adimensional

dp - Diâmetro do pistão, pol

EV - Eficiência volumétrica, adimensional

F0 - Força no pistão, N (lbf)

GLC - Gas-lift Continuo

GLI - Gas-lift Intermitente

gradw - Gradiente de pressão da água, psi/m

Hbomba - Profundidade de assentamento da bomba, m

IP - Índice de Produtividade

IPR - Inflow Performance Relationship

I_base - Indicador de submergência com relação a base do canhoneado, adimensional

I_bsw - Indicador de BSW, adimensional

I_curso - Indicador de enchimento da carta, adimensional

I_limite - Indicador de limite de vazão, adimensional

I_oleo - Indicador de vazão de óleo, adimensional

I_sub - Indicador de submergência com relação a profundidade da bomba,

adimensional

I_topo - Indicador de submergência com relação ao topo do canhoneado, adimensional


xiv Thaise Maria Silva de Paula

MPRL - Carga mínima na haste polida, N (lbf)

N - Frequência de bombeio, cpm

ND - Nível dinâmico, m

P - Pressão, kgf/cm² (psi)

Panular - Pressão no anular, kgf/cm² (psi)

Pcab - Pressão na cabeça, kgf/cm² (psi)

PD - Deslocamento volumétrico da bomba, bpd

Pdesc - Pressão de descarga, kgf/cm² (psi)

Pe - Pressão estática da formação, kgf/cm² (psi)

Perdabruta - Perda bruta, m³/dia (bpd)

Perdalíquida - Perda líquida, m³/dia (bpd)

PPRL - Carga máxima, N (lbf)

Psuc - Pressão de sucção, kgf/cm² (psi)

Pteste - Pressão de teste, kgf/cm² (psi)

Pwf - Pressão no fundo do poço, kgf/cm² (psi)

Pwfatual - Pressão no fundo do poço atual, kgf/cm² (psi)

Pwfminpossível - Pressão no fundo do poço mínima possível, kgf/cm² (psi)

q - Vazão, m³/dia (bpd)

Qantes da ação - Vazão antes da ação, m³/dia (bpd)

qatual - Vazão atual, m³/dia (bpd)

Qb - Vazão bruta, m³/dia (bpd)

qbrutaatual - Vazão bruta atual, m³/dia (bpd)

Qdepois da ação - Vazão depois da ação, m³/dia (bpd)

qmáx - Vazão máxima, m³/dia (bpd)

qmáxpossível - Vazão máxima possível, m³/dia (bpd)

qmáxVogel - Vazão máxima de Voguel, m³/dia (bpd)

qsat - Vazão de saturação, m³/dia (bpd)

qteste - Vazão de teste, m³/dia (bpd)

RGO - Razão gás-óleo de produção, scf/STB

SP - Curso efetivo do pistão, in


xv Thaise Maria Silva de Paula

Sútil - Curso útil realizado pelo pistão, in

SIP - Sistema de Informação da Produção

SISAL - Sistema Supervisório para Automação da Elevação

SPT - Sonda de Produção Terrestre

Sub - Submergência, m

TWM - Total Well Menagement

UB - Unidade de Bombeio

VBA - Visual Basic for Applications


16 Thaise Maria Silva de Paula

1 INTRODUÇÃO

Em um campo de petróleo intensivamente explorado, após muitos anos em atividade é

natural que a curva de produção passe a declinar. Porém, em um ambiente onde o número de

poços chega a ordem de milhares e os recursos são escassos para monitorá-los e analisar suas

condições operacionais, é possível a existência de muitos que não atingiram o seu potencial

máximo. A ocorrência destes poços indica que ainda há oportunidade de incrementar a

produção, embora, a detecção e análise sejam desafios.

O potencial do poço é a capacidade máxima de produção, ou seja, a maior vazão possível

alcançada por ele e está relacionado a diferença de pressão existente entre o reservatório e o

fundo do poço. Quanto maior for a vazão ou o potencial, maior deverá ser o diferencial entre

as pressões. Na indústria do petróleo, aos poços que estão produzindo abaixo do seu potencial

diz-se que estão com perda. Logo, perda é diferença entre a vazão máxima possível do poço e

a vazão atual. Isto quer dizer, que há um certo volume de óleo que deveria está sendo produzido

e por algum motivo não está, por esta razão o nome perda.

Há alguns fatores que podem contribuir para que o poço não produza a sua capacidade

máxima. Um é quando o poço não está dimensionado de forma que consiga acompanhar o

aumento do potencial causado, por exemplo, pela utilização de um método de recuperação

secundária no reservatório que faz elevar a pressão estática da formação e, outro fator, é quando

há alguma ineficiência no sistema de elevação. Neste último caso, através de intervenções as

condições de elevação dos poços podem ser corrigidas ou melhoradas levando à diminuição da

pressão no fundo do poço e consequentemente ao aumento da vazão.

A Bacia Potiguar tem aproximadamente 40 anos de produção, seus campos são maduros e

possuem um número elevado de poços. Por exemplo, no Estreito atualmente há 1.106

produtores de óleo, tornando-o o maior campo do Brasil em número de poços (ANP, 2018). O

Bombeio Mecânico é o método de elevação artificial de maior destaque, estando presente em

89% dos poços que respondem por cerca de 62% da produção total da Bacia (PETROBRAS,

2018). Devido ao grande número de poços e mão de obra treinada escassa para analisar as

condições operacionais de cada um, a chance de uma parcela deles estarem produzindo abaixo

do seu potencial é alta.



Sendo assim, criar um sistema capaz de automaticamente detectar os poços com perda, de

maneira que o trabalho humano seja o minimamente necessário, seria de extrema importância

para otimização da produção. Diante desta necessidade, em 2017 foi concluída pelo Engenheiro

de Petróleo Benno Waldemar Assmann, a ferramenta computacional denominada Detector de

Perdas, capaz de selecionar dentre um conjunto de poços automatizados com sistema de

Bombeio Mecânico, aqueles com maior possibilidade de estarem produzindo abaixo do seu

potencial devido a algum problema no sistema de elevação.

O Detector de Perdas direciona a análise aproveitando melhor a mão de obra especializada

disponível. Após o programa apontar os poços com maior possibilidade, é necessário analisá-

los, comprovar onde a perda realmente existe, além de, propor ações para correção ou melhoria

do sistema de elevação. Assim, optou-se por desenvolver uma metodologia de modo que estas

atividades sejam realizadas dentro de uma rotina e possam ser adotadas pela empresa operadora

como prática de operação no campo, proporcionando um ganho significativo de óleo de maneira

econômica e rápida.

O trabalho está dividido em cinco capítulos. No primeiro capítulo, o conteúdo do trabalho é

exposto, assim como os objetivos gerais e específicos. O segundo capítulo aborda os aspectos

teóricos diretamente relacionados ao trabalho, facilitando a compreensão. No terceiro capítulo,

apresentam-se as principais ferramentas utilizadas para desenvolvimento do trabalho e a

metodologia de atividades proposta. No quarto capítulo, estão os resultados obtidos com o

emprego da metodologia e, por fim, no quinto capítulo é apresentada a conclusão do trabalho e

as recomendações para trabalhos futuros.

1.1 Objetivo geral

Este trabalho tem o objetivo de apresentar uma metodologia para aumento da produção de

óleo, através da detecção, análise e intervenções simples no sistema de elevação de poços com

Bombeio Mecânico que estão com a produção atual abaixo do potencial, em determinados

campos da Bacia Potiguar.

1.2 Objetivos específicos

Conceituar a perda de produção;



Identificar os problemas no sistema de Bombeio Mecânico que podem levar à redução

da eficiência de elevação;

Apresentar a ferramenta que detecta os poços automatizados com maior possibilidade

de perda;

Aplicar a metodologia em poços reais;

Apresentar os resultados.



2 ASPECTOS TEÓRICOS

Neste capítulo, os principais tópicos para desenvolvimento deste trabalho serão

apresentados detalhadamente para um melhor entendimento.

2.1 Inflow Performance Relationship

Antes de apresentar o conceito de perda é importante o conhecimento dos fatores que

determinam a vazão que flui do meio poroso para o poço. A capacidade de produção do poço

pode ser estimada através da análise da curva de IPR, em inglês Inflow Performance

Relationship, que relaciona o diferencial de pressão entre o reservatório e o fundo do poço com

a vazão de produção. Há vários modelos para determinação da produtividade do poço, sendo

os dois mais conhecidos o modelo linear e o modelo de Vogel (NASCIMENTO, 2005).

O modelo linear é determinado pela Equação (2.1):

IP =q

Pe−Pwf (2.1)

em que, IP é o índice de produtividade, q é a vazão de produção, Pe é a pressão estática do

reservatório e Pwf é a pressão no fundo do poço. A pressão do reservatório varia lentamente

com o tempo, portanto, para um dado período de análise e diferentes pressões do fundo do poço

maiores que a pressão de saturação, o IP permanece constante. Logo, quanto maior o diferencial

de pressão entre o reservatório e o fundo do poço, maior a vazão (THOMAS, 2001), em

conformidade com a Equação (2.2) a seguir:

q = IP(Pe − Pwf) (2.2)

A equação acima é representada no gráfico de pressão versus vazão por uma linha reta,

como pode ser visto na Figura 2.1. No ponto de encontro entre a reta e o eixo das pressões, tem-

se vazão zero para Pwf igual a Pe, para qualquer outro valor de Pwf menor que seja da Pe há o

respectivo valor da vazão. O ponto que intercepta o eixo das vazões é o AOF, em inglês,

Absolute Open Flow, conhecido como o potencial do poço. Este ponto representa a máxima



vazão de produção que poderia ser obtida do reservatório caso a pressão de fluxo no fundo do

poço fosse igual a zero. Na realidade, não é possível alcançar uma pressão de fluxo igual a zero,

logo, é estimado um valor de vazão máxima possível, qmáxpossível, onde, na prática é possível

de ser alcançada, para um Pwfminpossível pouco superior a zero.

Figura 2.1: IPR modelo linear

Fonte: Adaptado de Costa, 2012.

O modelo da IPR linear não se aplica quando a pressão do reservatório está abaixo da

pressão de saturação do óleo, ou seja, quando há gás em solução. O aumento da saturação do

gás provoca o aumento da permeabilidade relativa ao gás e consequente a diminuição da

permeabilidade relativa ao óleo, fazendo o índice de produtividade do poço variar com a pressão

(COSTA, 2012). Para reservatórios que produzem óleo e gás, é utilizado o modelo de Vogel,

expresso pela Equação (2.3):

q

qmáx= 1 − 0,2 (

Pwf

Pe) − 0,8 (

Pwf

Pe)

2

(2.3)

sendo qmáx a vazão máxima. A Figura 2.2 mostra a curva da IPR do modelo de Vogel.

Figura 2.2: IPR modelo de Vogel

Fonte Nascimento, 2005.



Quando a pressão de fluxo é maior que a pressão de saturação o fluxo é monofásico (líquido)

e o IP é tido linear. Já, quando a pressão de fluxo se encontra abaixo da pressão de saturação, o

fluxo passa a ser bifásico (gás e líquido) e neste caso o modelo utilizado é o de Vogel. Para

representar estas duas condições de produção é utilizada a IPR combinada, conforme a Figura

2.3:

Figura 2.3: IPR combinada

Fonte: Adaptado de Maitelli, 2016.

onde, qsat é a vazão de saturação para uma conhecida Psat, pressão de saturação.

Como pôde ser visto na Figura 2.3, o ponto A separa o trecho monofásico do trecho bifásico,

neste ponto é necessário que os declínios de ambas as curvas sejam iguais, ou seja, dp

dq deve ser

igual em ambas as IPR, linear e Vogel. Sendo assim, partindo da IPR linear no trecho

monofásico, a vazão é encontrada a partir da Equação (2.2). Derivando a Equação (2.2) em

relação à pressão:

dq

dp= −IP (2.4)

dp

dq = −

1

IP (2.5)

No trecho bifásico, partindo da equação de Vogel apresentada na Equação (2.3), a vazão

pode ser encontrada como:

q = qmáxVogel [1 − 0,2 (

Pwf

Pe) − 0,8 (

Pwf

Pe)

2

] (2.6)

Derivando a Equação (2.6) em relação à pressão:



dq

dp= qmáxVogel

(−0,2

Pe− 1,6

Pwf

Pe2) (2.7)

dp

dq= −

1

qmáxVogel(

0,2

Pe+1,6

Pwf

Pe²) (2.8)

Da Figura 2.3 as derivadas são iguais no ponto A, onde Pwf é igual a Psat, e q é igual a qsat.

Logo, igualando as Equações (2.5) e (2.8):

IP = qmáxVogel(

0,2

Pe+ 1,6

Psat

Pe2) (2.9)

Para o trecho de Vogel, como Pe equivale a Psat:

IP = qmáxVogel(

0,2

Psat+

1,6

Psat) (2.10)

podendo ser escrita da seguinte forma:

qmáxVogel=

IP∙Psat

1,8 (2.11)

e, fazendo a mudança das coordenadas, observando - se o gráfico:

qmáx = qsat + qmáxVogel (2.12)

Com isso, substituindo a Equação (2.11) na Equação (2.12):

qmáx = qsat + IP∙Psat

1,8 (2.13)

onde, 𝑞𝑠𝑎𝑡 é calculada usando a relação da IPR linear:

qsat = IP ∙ (Pe − Psat) (2.14)

A vazão para o trecho bifásico:

q = qsat + ( qmáx − qsat) (1 − 0,2 (Pwf

Psat) − 0,8 (

Pwf

Psat)

2

) (2.15)



O IP deve ser calculado através das equações acima. Para utilizá-las, deve-se conhecer a

pressão estática do reservatório, a pressão de saturação, além da vazão teste (qteste) e a pressão

de teste (Pteste).

Se, Pteste > Psat, significa que o teste foi feito no trecho monofásico, linear e a equação para

calcular o IP é:

IP =qteste

Pe−Pteste (2.16)

Porém, se Pteste<Psat, significa que o teste ocorreu no trecho bifásico e a equação utilizada

para chegar no trecho bifásico é:

qmáx = qsat + qteste−qsat

1−0,2(Pteste

Psat)−0,8(

PtestePsat

)2 (2.17)

Substituindo as Equações (2.13) e (2.14) na Equação (2.17), obtêm-se o IP para o trecho

bifásico (MARTINS, 2015):

IP = qteste

(Pe−Psat)+Psat

1,8∙[1−0,2(

PtestePsat

)−0,8(Pteste

Psat)

2

]

(2.18)

2.2 Perda

Analisando a curva IPR de um poço produtor qualquer, chama-se perda um valor de vazão

que é a diferença entre a vazão máxima, isto é, o potencial, da vazão atual de produção, em

conformidade com Figura 2.4, a seguir:

Figura 2.4: Perda de um poço de petróleo

Fonte: Do autor.



A perda bruta de um poço que produz óleo, água e gás pode ser calcula de acordo com a

Equação (2.19):

Perdabruta = Potencial − qbrutaatual (2.19)

Já, para poços com alta produção de água, isto é, BSW elevado, RGO desprezível, a perda

líquida de óleo pode ser calculada a partir do conhecimento da perda bruta, através da Equação

(2.20):

Perdalíquida = Perdabruta × (1 − BSW

100) (2.20)

Estudos do reservatório para certos poços indicam que a elevação faça que o poço produza

com vazões inferiores ao valor máximo para evitar a formação de cones de água ou de gás, ou

a produção excessiva de areia e finos. Neste caso, diz-se que o poço tem limite de vazão e o

projeto de elevação deve dimensionar o sistema para que o poço produza aproximadamente a

vazão limite (COSTA,2008). Para estes casos, a perda será a diferença entre a vazão limite e a

vazão atual.

Uma das causas que levam a ocorrência da perda de produção nos poços é quando há

aplicação de métodos de recuperação secundária no campo, onde o objetivo é restaurar a

pressão estática do reservatório e elevar o potencial, porém, as condições de operação dos poços

não são ajustadas para alcançar aquele novo potencial, ou o projeto do poço não permite atender

aquela nova vazão, neste caso o poço permanecerá produzindo com perda na produção até que

alguma medida seja tomada, que pode ir desde algum ajuste no regime de operação até a

mudança do método de elevação.

Outro motivo que leva o poço a produzir abaixo do seu potencial, e mais frequente de ocorrer

em campos onde o número de poços é elevado e os recursos para monitorar suas condições

operacionais são escassas, é quando há algum problema no sistema de elevação provocando o

aumento da pressão de fluxo no fundo do poço. Neste caso a Pwf não está suficientemente baixa

para que a produção dos fluidos vindos do reservatório seja máxima, ou próxima a máxima.

Neste trabalho será dado ênfase as perdas causadas pela ineficiência no sistema de elevação

artificial. Através de intervenções simples e de baixo custo é possível restaurar ou melhorar o

funcionamento dos equipamentos de elevação, provocando a redução da pressão no fundo do

poço e consequentemente obtendo o aumento da vazão.



2.3 Introdução a elevação natural e artificial

Geralmente, no início da vida produtiva de um campo de petróleo o reservatório possui

energia própria natural suficiente para elevar o fluido até as facilidades de produção na

superfície, vencendo toda a perda de carga ao longo do trajeto, a esta elevação, chama-se

elevação natural e os poços são denominados poços surgentes (TAKÁCS, 2003).

Na teoria, a surgência de um poço pode ser observada ao traçar as curvas de pressão

disponível e pressão requerida no fundo do poço. Desprezando a perda de carga no choke, se as

duas curvas se interceptarem em algum ponto, tem-se o valor de vazão possível por surgência,

conforme a Figura 2.5 (COSTA, 2012).

Figura 2.5: Vazão possível de um poço surgente

Fonte: Silva, 2017.

A elevação natural não é duradoura, como também, pode não acontecer. Ao longo do tempo

de produção por surgência há dissipação de energia e em um dado momento, a pressão natural

do reservatório é relativamente baixa para que o fluido atinja a superfície ou a vazão fica

reduzida a tal ponto que se torna inviável economicamente (THOMAS, 2001). Na ausência do

ponto de intersecção entre as curvas é necessário fornecer ao poço meios artificiais para que

seja possível dar continuidade a produção. Inicia-se a elevação artificial.

Existem diversos métodos de elevação artificial e todos partem do princípio de reduzir a

pressão de fluxo no fundo do poço, aumentando o diferencial de pressão sobre o reservatório e

consequentemente aumentando a vazão de produção (THOMAS, 2001). Os principais métodos

de elevação artificial empregados na indústria do petróleo são: Bombeio Mecânico (BM),



Bombeio Centrífugo Submerso (BCS), Bombeio por Cavidades Progressivas (BCP), Gas- lift

Contínuo (GLC), Gas-lift Intermitente (GLI) e o Plunger Lift.

2.4 Bombeio Mecânico (BM)

O bombeio mecânico foi o primeiro método de elevação artificial utilizado na indústria do

petróleo e, até hoje, é o método mais utilizado em poços terrestres no mundo. No Brasil, poços

com bombeio mecânico representam 73,5% dos poços produtores equipados com o método de

elevação artificial e respondem por cerca de 5% da produção total (LIMA, 2014). Já, na Bacia

Potiguar, este método está presente 89% dos poços produtores, correspondendo de forma

marcante a aproximadamente 62% da produção total da Bacia (PETROBRAS, 2018), conforme

a Figura 2.6 (a) e (b).

Figura 2.6: Distribuição dos poços por método (a) e produção da Bacia Potiguar por

método (b)

Fonte: Petrobras, 2018.

A popularidade do bombeio mecânico está relacionada aos baixos custos com investimento

e manutenção, grande flexibilidade de vazão e profundidade, alta eficiência energética e a

possibilidade de operar com fluidos de diferentes composições e viscosidades em larga faixa

de temperatura (COSTA, 2008).



No BM a elevação de determinada quantidade de fluido é resultado dos movimentos

alternativos, ascendente e descendente, de uma bomba instalada no fundo do poço. Na

superfície um motor elétrico ou de combustão interna gera um movimento rotativo, a unidade

de bombeio (UB) acionada pelo motor converte o movimento rotativo em movimento

alternativo que é transmito para a bomba localizada no fundo do poço graças a existência de

uma coluna de hastes conectada na sua extremidade superior à UB e na sua extremidade inferior

à bomba de fundo. A Figura 2.7 ilustra os principais componentes do sistema de bombeio

mecânico.

Figura 2.7: Esquema do sistema de bombeio mecânico

Fonte: Adaptado de Silva, 2017.

Nota-se que o BM depende da ação conjunta e eficiente de vários elementos que estão

divididos entre: equipamentos de superfície e equipamentos de subsuperfície.

Na superfície, os principais equipamentos são: motor, responsável por fornecer potência ao

sistema e acionar a UB; a unidade de bombeio, estrutura composta por várias partes,

responsável por converter o movimento de rotação gerado pelo motor em movimento

alternativo das hastes. Os principais equipamentos que compõem a UB são: redutor, que

converte o movimento de alta rotação e baixo torque do motor, em movimento de baixa



velocidade e alto torque, contrapesos, responsáveis pelo balanceamento de torque, manivelas,

bielas e viga principal; por fim, a haste polida que conecta a cabeça da UB à coluna de hastes,

transmitindo o movimento alternativo.

As unidades de bombeio são projetadas para operarem em certa faixa de esforços e fornecer

determinados cursos. A escolha da UB deve atender a três limites de projetos: a capacidade de

torque (máximo torque que pode ser exigido do eixo de saída do redutor); a capacidade

estrutural (máxima carga que a UB pode erguer); e o curso máximo (amplitude máxima do

movimento alternativo que a UB fornece à haste polida) (COSTA, 2008).

O acompanhamento do torque requerido no eixo de saída do redutor pode ser realizado

através do gráfico de torque. O ideal é que o pico de torque no curso ascendente seja igual ao

pico de torque no curso descente e que não ultrapasse o valor da capacidade máxima da UB. O

balanceamento adequado do torque é realizado através de ajustes na posição e na quantidade de

contrapesos utilizado na unidade (THOMAS,2003).

As unidades de bombeio são designadas conforme a norma API SPEC 11E pelo código a-

bbbb-cccc-ddd. Onde a é tipo de unidade de bombeio, bbbb é a capacidade ao torque em

(10³lbf.in), cccc é a capacidade estrutural (10²lbf) e ddd é o curso máximo possível (in).

Geralmente as UB possibilitam a alteração do curso entre quatro valores pré-determinados por

fábrica que variam de um menor valor de curso que a unidade admite até o maior valor de curso

que ela é capaz de fornecer à haste polida sem que haja danos.

Na subsuperfície, os principais equipamentos são: a coluna de hastes, composta por uma

sequência de várias hastes, conectadas umas às outras até que seja alcançada a profundidade da

bomba e, a bomba de fundo que de acordo com a Figura 2.8 é composta basicamente por um

pistão móvel onde fica alojado a válvula de passeio e a camisa onde fica alojada a válvula de

pé.

Figura 2.8: Bomba de fundo

Fonte: Costa, 2008.



A válvula de pé atua como uma válvula de sucção e a válvula de passeio como uma válvula

de descarga. Durante o movimento alternativo estas válvulas abrem e fecham proporcionando

um meio para deslocar os fluidos do fundo do poço até a superfície (LIMA, 2014).

Uma operação de bombeio eficiente depende do funcionamento apropriado das válvulas de

passeio e de pé. As válvulas constituídas pelo conjunto sede e esfera funcionam por pressão, se

a pressão abaixo da sede for maior que pressão acima, a válvula abrirá. Do contrário, se a

pressão abaixo for menor do que a pressão acima, a válvula fechará. Qualquer simples

vazamento nas válvulas pode reduzir bastante a produção (COSTA, 2008), a Figura 2.9

apresenta o conjunto sede esfera de uma válvula.

Figura 2.9: Conjunto sede e esfera

Fonte: Costa, 2008.

As pressões na bomba variam de acordo com o movimento do pistão. O ciclo de bombeio

é dividido em dois momentos distintos, o curso ascendente (upstroke) e o curso descendente

(downstroke), que serão detalhados a seguir.

No curso ascendente o pistão é deslocado para cima e a válvula de passeio fecha graças ao

peso da coluna de fluido sobre ela que será elevado. Conforme o pistão sobe, a região entre as

válvulas expande e a pressão cai até ficar menor que a pressão de sucção. Neste momento, a

válvula de pé abre e permanece aberta até o final do curso ascendente permitindo a admissão

dos fluidos. No curso descendente o pistão desloca-se para baixo e a pressão na região entre as

válvulas aumenta devido a incompressibilidade dos fluidos que adentraram, com isso, a válvula

de passeio abre e a válvula de pé fecha. O movimento descendente segue até que o pistão

alcance sua posição mais baixa. A partir de então, dar-se início novamente ao curso ascendente

e um novo ciclo começa, como observado na Figura 2.10, a seguir.



Figura 2.10: Deslocamento do pistão em um ciclo de bombeio

Fonte: Do autor.

Durante o curso ascendente o peso da coluna de líquido elevado é suportado pelo pistão

e pela coluna de hastes que devido a sua elasticidade pode sofrer um elongamento. Já, no curso

descendente, todo o peso é transferido para a válvula de pé causando uma elongação da coluna

de produção caso não esteja ancorada. Quando o pistão está o mais próximo possível da válvula

de pé forma-se um espaço entre eles chamado de espaço morto. Este ponto onde o pistão

encontra-se mais abaixo é o ponto morto inferior enquanto que, o ponto onde o pistão está o

mais distante possível é o ponto morto superior, a distância entre os dois é denominada curso

efetivo do pistão (SP). O curso que a UB fornece à haste polida nem sempre é igual ao curso

efetivo realizado pelo pistão no fundo do poço devido aos efeitos de elasticidade da coluna de

hastes. Além do curso efetivo há o curso útil ( Sútil), que é o deslocamento realizado pelo pistão

com a bomba completa por fluido, nem sempre esses dois valores são iguais.

O desempenho da bomba é baseado no volume de fluido deslocado. O deslocamento

volumétrico (PD) é o volume diário deslocado pelo pistão da bomba de fundo, e pode ser

determinado pela Equação (2.21).

PD = 0,1166 ∗ dP2 ∗ SP ∗ N (2.21)

Sendo PD em bpd, dp o diâmetro do pistão em polegadas, Sp o curso efetivo do pistão

em polegadas e N a frequência de bombeio dada em CPM – ciclos por minuto.



Um parâmetro importante para análise do funcionamento da bomba de fundo é a eficiência

volumétrica (EV) que relaciona a vazão bruta de líquido Q𝑏 medida na superfície com o

deslocamento volumétrico PD, conforme a Equação (2.22).

EV = Qb

PD (2.22)

A eficiência volumétrica sempre é menor que 100% devido a fatores como: escorregamento

do fluido através do pistão, presença de gás livre na bomba, fator volume formação das fases

líquida e gasosa, desgastes mecânicos nas válvulas, entre outros.

Nos poços de bombeio mecânico ajustes na vazão são realizados alterando o curso e/ou o

número de ciclos por minuto, o que, conforme a Equação (2.21), aumenta o deslocamento

volumétrico da bomba.

2.5 Análise do Sistema BM

Para acompanhar e analisar as condições operacionais dos poços de bombeio mecânico,

algumas técnicas e ferramentas são importantes. As principais utilizadas são: Sonolog, Cartas

Dinamométricas e os Testes de produção, detalhadas a seguir:

2.5.1 Sonolog

É um instrumento que possibilita a localização do nível de fluido presente no anular do

poço. Depois de um disparo sonoro realizado na superfície é registrado a intensidade das ondas

que refletem até se alcançar o fluido presente no espaço entre a coluna de produção e o

revestimento, conforme a Figura 2.11.



Figura 2.11: Registro de Sonolog

Fonte: Costa, 2008.

As conexões entre os tubos de produção que formam a coluna de produção possuem um

diâmetro maior que o diâmetro do corpo do tubo, por isto, o pulso emitido toca as conexões e

reflete ondas ao longo de todo o trajeto. Quando o pulso atinge a superfície líquida, a onda

refletida possui uma intensidade maior que as ondas refletidas pelas conexões acima. Com o

auxílio de computadores as intensidades das ondas são registradas e cálculos automáticos são

realizados para determinar a profundidade onde se encontra o nível de líquido.

Independentemente do método de elevação, chama-se nível dinâmico a profundidade do

topo da coluna de líquido presente no espaço anular do poço em operação. A diferença entre o

nível dinâmico e a profundidade de assentamento da bomba chama-se submergência, conforme

a Figura 2.12.

Figura 2.12: Nível dinâmico e submergência

Fonte: Do autor.



Conhecendo o nível dinâmico, a profundidade da bomba e dos canhoneados, é possível

avaliar se a elevação está efetiva ou não. Com o anular aberto para a atmosfera, o nível dinâmico

na bomba indica que a submergência é zero, a pressão na sucção da bomba é mínima e

consequentemente a vazão de operação deverá ser máxima.

2.5.2 Cartas Dinamométricas

Umas das principais ferramentas de análise e intepretação das condições de desempenho

do sistema de bombeio mecânico são as cartas dinamométricas. Estas cartas são gráficos

contínuos de carga versus posição que representam os efeitos gerados pela carga atuante no

conjunto de hastes e na bomba de fundo durante um ciclo de bombeio (LIMA, 2014). Existem

dois tipos de cartas dinamométricas, a carta dinamométrica de superfície (CDS) e a carta

dinamométrica de fundo (CDF), apresentadas na Figura 2.13.

Figura 2.13: Cartas dinamométricas de superfície e de fundo

Fonte: Silva, 2017.

Para gerar a carta de superfície as cargas são medidas por um equipamento especial

chamado de dinamômetro instalado na haste polida e as informações de posição são medidas

por sensores de posição instalados na viga principal ou nos contrapesos.

Através da análise da carta de superfície e obtenção dos dados de carga e posição é possível

conhecer as cargas atuantes na haste polida, a potência requerida por ela, o torque atuante no

eixo do redutor durante o ciclo de bombeio, e realizar ajustes no contrabalanceio da UB.

A carta de fundo pode ser obtida com a medição das cargas no fundo do poço, logo acima

do pistão (o que é raro) ou, da maneira mais comum, através de algoritmos computacionais que

utilizando dados da carta de superfície eliminam efeitos de deformação e geram a carta de



fundo. Esta carta possibilita a análise das condições operacionais da bomba de fundo, as forças

atuantes no pistão, o cálculo do deslocamento volumétrico e do nível dinâmico.

Para ler uma carta dinamométrica pode-se adotar alguns padrões, seja ela uma carta normal

ou esteja registrando problemas. Na Figura 2.14, o retângulo formado pelos pontos 1-2-3-4

representa uma carta de superfície ideal, assumindo a velocidade de bombeio quase zero, coluna

de hastes sem elasticidade, desprezando as forças dinâmicas e perdas de carga ao longo da

coluna. No ponto 1 inicia-se o curso ascendente. Neste ponto a carga da haste polida é igual ao

peso da coluna de hastes imersa no fluido do poço. Rapidamente a carga aumenta atingindo o

ponto 2, indicando que a carga foi transferida da válvula de pé para a válvula de passeio. O

curso ascendente segue do ponto 2 ao 3 com carga constante. No ponto 3 termina o curso

ascendente e inicia o descendente, a válvula de passeio abre e a carga é transferida para a válvula

de pé, logo, a carga da haste polida cai para o ponto 4. Do ponto 4 ao ponto 1 a haste realiza o

curso descendente e as cargas se mantem constantes.

Figura 2.14: Carta dinamométrica ideal

Fonte: Takács, 2003.

Já, a carta formada por 1-2’-3-4’ representa um caso mais realista, onde a elasticidade das

hastes e as perdas na coluna são consideradas. Nos trechos de 1-2’ e 3-4’ a transferência de

carga acontece de forma gradual devido a elongação da coluna de hastes e da coluna de

produção.

Na prática, as cartas dinamométricas sofrem deformações devido a diversos fatores que

atuam durante o ciclo de bombeio, como: cargas dinâmicas devido ao movimento das hastes,

tensões ao longo das hastes, válvulas afetadas pela incompressibilidade dos fluidos e problemas

nos equipamentos de fundo. A Figura 2.15 mostra uma carta dinamométrica de superfície típica,

nela lemos as informações de: carga máxima (PPRL) e carga mínima (MPRL) suportado pela



haste polida, a carga na válvula de pé, obtida através da reta passada no meio do curso

descendente e a carga na válvula de passeio através da reta passada no meio do curso

ascendente.

Figura 2.15: Carta dinamométrica de superfície típica

Fonte: Nascimento, 2005.

A carta dinamométrica de fundo oferece informações qualitativas e quantitativas sobre as

condições operacionais da bomba de fundo e são amplamente utilizadas na análise para solução

de problemas no sistema de bombeio mecânico (LIMA, 2014).

Através da análise da carta de fundo é possível determinar o nível de fluido presente no

anular do poço pelo F0, a força no pistão, identificado na carta como apresentado na Figura

2.16.

Figura 2.16: Carta dinamométrica de fundo e o 𝐅𝟎

Fonte: Adaptado de Silva, 2017.

O F0 é a diferença entre as cargas superior (no curso ascendente) e inferior (no curso

descendente), no ponto de inversão do curso. A força no pistão pode ser calcula da seguinte

maneira:

F0 = (Pdesc − Psuc) × Ap (2.23)



Pdesc é a pressão de descarga da bomba calculado através da Equação (2.24):

Pdesc = Pcab + (gradw × df × Hbomba) (2.24)

onde, Pcab é a pressão na cabeça do poço, gradw o gradiente de pressão da água, df é a densidade

relativa do fluido bombeado e Hbomba é a profundidade de assentamento da bomba.

Psuc é a pressão de sucção na bomba, aproximadamente igual a pressão de fluxo no fundo

do poço, dada pela Equação (2.25):

Psuc = Panular + (gradw × df ×Sub) (2.25)

onde, Panular é a pressão no anular do poço e Sub é a submergência da bomba.

Ap é a área do pistão, calculada através da Equação (2.26).

Ap = π×dp²

4 (2.26)

De maneira simplificada, considerando as equações a seguir:

Pcab = Panular (2.27)

Sub = Hbomba − ND (2.28)

sendo , ND o nível dinâmico. Substituindo as Equações (2.24), (2.25), (2.26), (2.27) e (2.28)

na Equação (2.23), tem-se:

F0 = gradw × df × ND × Ap (2.29)

Desta forma, conhecendo o F0 apresentado na carta de fundo, o diâmetro do pistão,

profundidade da bomba e os parâmetros do fluido, é possível calcular o ND e obter a

submergência. O conhecimento da submergência da bomba é importante para determinar qual

a pressão de fluxo no fundo do poço, como mostrado na Equação (2.25).



Os formatos característicos da carta de fundo possibilitam o conhecimento do modo de

operação da bomba de fundo e a detectar os problemas que possam estar impactando na

eficiência de bombeio, levando o poço a ter a perda na produção. A seguir, serão detalhados

os padrões mais comuns de bombeio de um sistema de BM, as correspondentes cartas

dinamométricas de fundo e as ações que podem ser tomadas para melhorar a elevação em cada

caso.

Enchimento completo da bomba: ocorre quando a bomba de fundo está operando em

boas condições, com boa eficiência volumétrica e baixa ou nenhuma interferência de gás.

Quando a carta de fundo tem o formato de enchimento completo, indica que o reservatório tem

boa produtividade e certamente há uma coluna de líquido no espaço anular, ou seja, a bomba

está submergida e a pressão no fundo do poço é alta.

Figura 2.17: Bomba de fundo com enchimento completo e respectivo padrão da carta

de fundo

Fonte: Silva, 2017.

A redução da submergência para aumentar a vazão é realizada aumentando-se o curso e/ou

número de ciclos por minuto, elevando o deslocamento volumétrico da bomba (COSTA, 2008).

Vazamento na válvula de passeio ou Vazamento na válvula de pé: devido ao tempo de

bombeio, ou por muitas vezes, as bombas serem submetidas a ambientes corrosivos e abrasivos

é comum a ocorrência de vazamento nas válvulas. O vazamento na válvula de pé causa queda

de pressão no curso descendente, e o vazamento na válvula de passeio também causa queda de

pressão no curso ascendente devido ao escorregamento do fluido de volta para a válvula de pé.



Este problema provoca a queda na eficiência da bomba e o acúmulo de líquido no anular do

poço. Conforme a Figura 2.18, em (a) está a carta que representa o vazamento na válvula de pé

e em (b) a carta que representa o vazamento na válvula de passeio.

Figura 2.18: Padrão da carta de fundo para bomba com vazamento na válvula de pé (a)

e vazamento na válvula de passeio (b)

(a) (b)


Neste tipo de situação é realizada manutenção na bomba de fundo para troca das válvulas

e realização dos reparos necessários na bomba.

Pancada de fluido: ocorre quando a capacidade de produção do reservatório é inferior à

capacidade de deslocamento da bomba. Nesta condição, o nível de fluido no anular se aproxima

a sucção da bomba. A pressão de sucção é mínima, aproximadamente igual a pressão do

revestimento, já que, a coluna de líquido no anular é praticamente nula.

Durante o curso ascendente, a camisa da bomba não é preenchida completamente pelo

líquido. No curso descendente, o pistão desce praticamente sem resistência, e a válvula de

passeio permanece fechada, até que, ao encontrar o nível de fluido haja um incremento de

pressão repentino sob a válvula de passeio e, então, ela abre. Neste ponto, a carga é transferida

para a válvula de pé, conforme a Figura 2.19.

Figura 2.19: Padrão da carta de fundo para pancada de fluido




Este efeito pode ser causado devido a um deslocamento efetivo do pistão em excesso, ou,

porque a formação não alimenta a bomba efetivamente. A pancada pode ser prejudicial pois a

desaceleração sofrida pelo pistão no momento que entra em contato com fluido pode causar

uma flambagem na coluna de hastes, e levar ao desgaste ou rompimento da bomba. Este efeito

é nocivo principalmente em poços profundos, já que, a coluna de hastes está submetida a

maiores tensões.

Em poços rasos, bem dimensionados, este efeito não causa impacto negativo e pode indicar

que a produção está muito próxima ao potencial máximo. Já que, o poço está produzindo todo

o líquido que vem da formação e a pressão de sucção é mínima. Logo, poços detectados com

este tipo de carta indicam chance alta de não estarem com perda.

Interferência de gás: ocorre quando há grande quantidade de gás associado ao óleo. O

gás amortece o choque entre o pistão e o líquido no curso descendente e a carga é transferida

da válvula de passeio para a válvula de pé suavemente. A interferência de gás causa uma

redução na eficiência da bomba e acúmulo de líquido no anular, já que, o gás ocupa o espaço

destinado ao líquido no interior da bomba. Em alguns casos pode levar à situação conhecida

como bloqueio de gás, onde o gás acumulado na sucção da bomba impede a admissão do

líquido. A Figura 2.20 mostra a situação da bomba com interferência de gás e, a respectiva carta

de fundo.

Figura 2.20: Bomba com interferência de gás e respectivo padrão de carta de fundo

Fonte: Silva, 2017.

Em situações deste tipo é recomendado o aumento no deslocamento volumétrico, elevando

o curso.Caso a pressão no anular esteja muito elevada pode também ser realizado a abertura do



anular poço para que todo o gás presente possa ser liberado. Se está ocorrendo o bloqueio de

gás é útil realizar uma diminuição no espaço morto, local na sucção da bomba onde o gás pode

se acumular.

Como pode-se observar nas cartas das Figuras 2.19 e 2.20, nos casos de pancada de fluido

e interferência de gás o Sútil é menor que o Sp.

Batida na válvula de pé ou na válvula de passeio: as batidas na válvula de pé no final do

curso descente ou na válvula de passeio ao final do curso ascendente, podem ocorrer devido ao

dimensionamento inadequado no espaçamento da bomba, ou, em alguns casos especiais, pode

ser uma estratégia adotada para facilitar o funcionamento das válvulas. Este fenômeno pode

ser identificado na Figura (2.21).

Figura 2.21: Padrão de carta de fundo para batida na válvula de pé e/ou passeio


Batidas com muita intensidade podem levar ao desgaste da bomba e afetar a eficiência de

bombeio. Nestes casos, é recomendado além da manutenção na bomba de fundo, um ajuste no

espaço morto para que as batidas não ocorram.

Haste Partida: como pode ser visto na Figura 2.22, as cargas são praticamente nulas o

que indica que não há deslocamento da bomba. Se for detectado este tipo de carta em poços que

estão produzindo normalmente, quer dizer que o poço está produzindo por surgência. Porém,

se o poço estiver com vazão zero quer dizer que há haste partida e elevada submergência.

Figura 2.22: Padrão de carta de fundo para poço com haste partida ou surgente



Fonte: Adaptado de Costa,2008.

Nesta situação, em poços rasos, é enviado um guindaste para pescar a coluna de hastes

partida e a bomba, posteriormente é feita a substituição completa da coluna ou apenas da seção

danificada e se necessário, realizados reparos na bomba ou troca.

Pistão preso: pode ocorrer devido a produção excessiva de areia ou a deposição de

parafina no interior da bomba. Na carta da Figura 2.23 observa-se um salto da carga e

praticamente não há deslocamento.

Figura 2.23: Padrão de carta de fundo para bomba com pistão preso.

Fonte: Do autor

Nesta situação, também é enviado o guindaste para intervir no poço e liberar o pistão.

Posteriormente, é realizada a manutenção ou troca completa da bomba e os ajustes no projeto

do poço caso haja uma produção excessiva de areia e/ou parafina.

Entre todos os casos apresentados, as cartas que indicam forte indício de que o poço está

com perda são: carta cheia, carta com vazamento na válvula de pé e/ou vazamento na válvula

de passeio, e a carta com interferência de gás. A carta com a batida na válvula de pé, nem

sempre indica que há perda, a batida pode ser estratégia da produção. Já as cartas, haste partida

e pistão preso não indicam que o poço está produzindo abaixo do seu potencial, pois nestes

casos simplesmente, o poço não produz e devem ser tratados de forma especial, não entrando

na análise de poços com perda. Já, a carta com pancada de fluido, para poços rasos é um bom

indicativo de que a produção está muito próxima a máxima e a perda é zero.

2.5.3 Testes de Produção

São operações que consistem em medir a produção diária do poço de petróleo. Além de

outros parâmetros, o teste fornece a vazão bruta e a vazão líquida produzida, sendo muito

importante para a determinação da eficiência de bombeio.



Para que um poço seja detectado com perda, de fato, é importante a análise conjunta das

cartas dinamométricas, nível dinâmico através do sonolog e os testes de produção.

O conhecimento do teste de produção e do nível dinâmico é importante para avaliar o

índice de produtividade do poço e se há a possibilidade de aumento da produção

(COSTA,2008). Além disso, o teste é uma importante ferramenta para confirmar a efetividade

das ações indicadas para os poços detectados com perda, já que, após realização das ações de

intervenção é de se esperar um aumento na vazão.

2.6 Ações para aumento da produção em poços com perda

A engenharia de elevação possui como principal objetivo a elevação máxima possível de

hidrocarbonetos de maneira segura e econômica, através de modificações sobre a pressão de

fluxo no fundo do poço.

Tratando-se de poços equipados com bombeio mecânico detectados com perda, é necessário

avaliar a carta dinamométrica junto a medição do nível dinâmico e do teste de vazão para

detectar os motivos que estão levando a redução na produção. Se há submergência

relativamente alta, isto é, se há coluna de fluido sobre a bomba, o problema é de elevação

(COSTA,2008). A coluna de fluido presente no anular impacta na pressão de fluxo no fundo

do poço causando queda na vazão de produção e o sistema de elevação torna-se ineficiente.

Analisando as cartas dinamométricas de fundo é possível detectar as causas para este acúmulo

de fluido no anular, e determinar as ações de intervenção para corrigir ou melhorar o sistema

de elevação dos poços.

O objetivo é converter as perdas em ganhos de óleo através de intervenções no maior

número de poços detectados, de maneira economicamente viável onde os custos sejam os

menores possíveis. Logo, são trabalhadas ações onde não sejam necessárias a ida da Sonda de

Produção Terrestre (SPT) ao poço. As SPT’s exigem um elevado custo diário para utilização,

maior mobilização de mão-de-obra e são destinadas preferencialmente a operações complexas.

Logo, as intervenções nos poços detectados com perda são realizadas apenas com o auxílio do

guindaste, que possui um custo bem menor, e necessita de poucos operadores para realizar as

atividades necessários.



Aos poços com problemas operacionais do tipo: vazamento ou batida na válvula de pé ou

passeio, deve-se enviar o guindaste para intervir no poço e retirar a coluna de hastes e a bomba

de fundo. Após a retirada da bomba deve-se analisar o estado da peça e realizar manutenção e

troca das válvulas, caso seja necessário.

Quando a necessidade é de aumentar o deslocamento volumétrico, nas situações onde os

poços possuem carta cheia e interferência de gás, as alterações no curso e/ ou no cpm são

realizadas na unidade de bombeio. Para estas intervenções novamente é utilizado o guindaste

para erguer as cargas da unidade de bombeio.

Antes de realizar qualquer intervenção no poço é necessário simular as novas condições de

bombeio para verificar através da análise da curva de toque se a UB suportaria operar em um

novo regime (curso e cpm) e ainda, considerando a redução da submergência a zero, o melhor

resultado das intervenções. Nos casos onde unidades de bombeio não suportariam alterações

no curso e no cpm e nem operar com submergência zero é recomendado trocar a UB atual por

outra de maior porte que possibilite os ajustes necessários e a operação diante das novas

condições.

Esta troca, na verdade, deve ser uma permuta entre a UB de um poço detectado com perda,

que não suportaria um aumento no regime, com a UB superdimensionada de um outro poço.

Mais uma vez, neste caso, antes de realizar a mudança das unidades de bombeio novas

simulações devem ser feitas para cada poço, afim de ter a certeza que elas suportariam as novas

condições de regime nos novos poços as quais serão direcionadas.

Com tudo isto, as operações de intervenção propostas visam o aumento da produção de

forma economicamente viável, através de intervenções simples e de baixo custo se comparadas

a outras operações na indústria do petróleo, são: manutenção na bomba de fundo, aumento de

regime da UB (curso e/ou cpm) e por último, em casos excepcionais a permuta entre as unidades

de bombeio. Em todos os casos, o equipamento utilizado para a movimentação das cargas é o

guindaste, muito mais econômico do que seria utilizar as sondas de produção.

Se as intervenções realizadas forem eficientes, é de se esperar uma redução da submergência,

com isso, haverá redução na Pwf e consequentemente o teste irá medir um aumento na vazão

bruta. Desta forma, pode ser atestado uma melhora na eficiência de bombeio e uma redução ou,

nos melhores casos, a eliminação da perda, ou seja, o poço terá atingido o potencial.



3 MATERIAIS E MÉTODOS

Neste capítulo são apresentados os principais programas para análise e detecção dos

poços com perda e a metodologia proposta para o aumento da produção.

3.1 Programas de análises de poços

Graças ao avanço da tecnologia e dos sistemas de automação e controle a empresa operadora

dos poços da Bacia Potiguar possui ferramentas que possibilitam a análise das condições de

operação no fundo do poço, conhecimento dos fluidos produzidos e, o acompanhamento da

produção ao longo dos anos. As principais ferramentas envolvidas na análise dos poços que

foram úteis para este trabalho são: SIP, SISAL e o TWM

3.1.1 Sistema de Informação da Produção

O Sistema de Informação da Produção (SIP) é um sistema não automatizado onde as

informações registradas são resultados de testes de medições reais, realizadas em contato com

os poços ou com a produção oriunda deles. No SIP são registrados diversos dados de pressão,

produção e do projeto do poço. Algumas das informações importantes retiradas desta

ferramenta são: vazão bruta, vazão líquida, pressão na cabeça, pressão no revestimento, nível

dinâmico e profundidade da bomba. Todas as informações registradas no SIP podem ser

armazenadas em um aplicativo chamado de Consip.

3.1.2 Sistema Supervisório para Automação da Elevação

O Sistema Supervisório para Automação da Elevação (SISAL), foi concebido para

supervisionar poços com diferentes métodos de elevação, através da aplicação de sistemas de

automação (MEDEIROS, 2001). Com este programa é possível monitorar as condições de

operação dos poços e realizar análises importantes em tempo real sem a necessidade de ir

pessoalmente ao poço. Dentre os poços monitorados pelo supervisório destacam-se os de



bombeio mecânico devido a maior quantidade, porém, nem todos os poços de BM existentes

na bacia possuem o sistema de automação.

O SISAL é uma ferramenta muito importante para análise dos poços de bombeio mecânico,

dele é possível obter automaticamente, através de sinais da automação, a carta dinamométrica

de superfície proveniente de medições por células de carga, e as cartas dinamométricas de fundo

são calculadas pelo modelo matemático de Barreto Filho (1993) para poços verticais e Araújo

Junior (2001) para poços direcionais (SILVA, 2017). Com a carta dinamométrica de fundo o

programa calcula o nível dinâmico e o deslocamento volumétrico da bomba. Para cada poço há

o registro do regime de bombeio, tipo da UB, informações da coluna de revestimento, da coluna

de produção, do diâmetro e profundidade da bomba, profundidade dos canhoneados entre

outros. O SISAL ainda recebe dados vindos do SIP, possibilitando a comparação entre as

informações medidas diretamente nos poços com os dados calculados pela automação, como

pode ser observado na Figura 3.1.

Figura 3.1: Tela do SISAL de um poço com bombeio mecânico

Para cada poço de bombeio mecânico, há uma ferramenta no SISAL que permite a simulação

das cartas dinamométricas, do deslocamento volumétrico e da curva de torque, para diversas

combinações de UB, regime e projetos de poço, facilitando na tomada de decisão para alguma

intervenção.

Ao utilizar o programa é preciso estar atento a qualidade das informações apresentadas, que

eventualmente podem estar sofrendo a influência de algum problema na transmissão dos dados

e/ou nos equipamentos de automação, como: falhas no sinal, falha no sensor de posição e



descalibração dos equipamentos. Somente um profissional treinado é capaz de ter a

sensibilidade para notar algum problema nas informações e realizar os devidos ajustes

necessários.

As informações de cada poço apresentadas pelo SISAL ficam armazenadas em um aplicativo

chamado Análise BM.

3.1.3 Total Well Management

O Total Well Management (TWM) é um programa fabricado pela empresa Echometer

instalado em um computador transportado em uma maleta espacial, utilizado na aquisição de

diversos dados necessários para analisar o desempenho do poço. O TWM utiliza combinações

de hardware e software específicos para leitura e interpretação de dados adquiridos no contato

direto com o poço (TWM MANUAL)

Através do TWM é feita a aquisição do nível dinâmico. Equipamentos conectados ao

computador realizam a operação do sonolog no poço, o programa registra a intensidade das

ondas refletidas e calcula a profundidade do topo de líquido encontrado no anular. Durante esta

operação outros dados importantes são medidos e registrados, por exemplo, a pressão e

temperatura na cabeça do poço e a pressão no anular. Com a obtenção do nível dinâmico o

programa também faz o cálculo da pressão na sucção na bomba. A Figura 3.2 apresenta a tela

do TWM com o registro do teste acústico e medição do nível dinâmico.

Figura 3.2: Medição do nível dinâmico pelo TWM



As cartas dinamométricas também podem ser obtidas através desta ferramenta. O

dinamômetro instalado na haste polida é conectado através de um cabo ao computador que

contém o programa necessário para decifrar a leitura cargas e desenhar a carta dinamométrica

de superfície. Com a aquisição da carta de superfície, cálculos específicos são realizados e é

obtida a carta de fundo. A Figura 3.3 apresenta as cartas registradas pelo TWM.

Figura 3.3: Registro das cartas dinamométricas pelo TWM

Outros parâmetros são calculados e apresentados pelo TWM, o que torna o instrumento

bastante útil para uma análise completa das condições de produção dos poços.

Mesmo com o auxílio destas ferramentas a análise particular de cada poço para detectar

aqueles que estão produzindo abaixo do seu potencial exigiria muito tempo e mão-de-obra, já

que, em um campo há centenas e até milhares de poços e os poços com perda compreendem a

uma parcela em relação ao todo.

3.2 Detector de Perdas

Diante da necessidade de localizar os poços que estão com perda na produção, em campos

onde o número chega a ordem de milhares e os recursos são escassos para que a busca fosse

feita analisando poço a poço, e pelo bombeio mecânico ser o método de maior destaque dentro

da Bacia, Assmann (2017) criou uma ferramenta computacional utilizando a técnica de lógica

nebulosa, chamada Detector de Perdas. A partir dos dados monitorados pelo SISAL e os



registros armazenados nos aplicativos Análise BM e Consip, o programa apresenta dentre os

poços automatizados, aqueles com maior possibilidade de terem perda causada por algum

problema no sistema de elevação.

A Lógica fuzzy ou nebulosa surgiu como uma alternativa à lógica clássica, que apenas

classificava um elemento como pertence ou não pertence a um grupo, ou, algo ou é verdadeiro

ou é falso, não existindo um meio termo, comparando-se ao raciocínio binário dos

computadores. A lógica nebulosa introduz uma análise mais humana, criando um conceito de

estado intermediário entre a pertinência e a não-pertinência de um elemento a um certo grupo,

sendo o estado nebuloso. A pertinência é descrita por um valor no intervalo de [0,1] que

expressa o quanto a variável pertence a um certo conceito (SIMÕES, 2007). Este conceito é

muito útil na análise de sistemas multivariáveis, como este.

O programa utiliza as informações mais importantes de todos os poços automatizados

através da aquisição de arquivos de dados gerados pelo aplicativo Análise BM, além de,

importar outros dados armazenados no aplicativo Consip. As variáveis monitoradas que

passarão por processos da lógica nebulosa e darão aos poços a maior ou menor possibilidade

de perda, são:

Indicador de enchimento da carta (I_curso): o enchimento da carta é definido como sendo

a razão entre o curso útil e o curso efetivo. Se o enchimento da carta é muito baixo, o poço deve

estar com pancada e há grande possibilidade de não haver perda. Do contrário, se o enchimento

for muito próximo a 1, a carta deve estar cheia e há mais chance de o poço ter perda

(ASSMANN, 2017).

Indicadores de submergência (I_sub; I_base; I_topo): representam a diferença entre a

profundidade de referência e o nível dinâmico. Assmann considerou que não bastava avaliar

apenas a submergência com relação a profundidade da bomba, e incluiu a submergência relativa

a base e ao topo dos canhoneados. Os poços automatizados têm atualização do nível dinâmico

do enchimento da carta a partir da carta dinamométrica coletada continuamente.

Indicador de BSW (I_bsw): refere-se ao BSW do poço. Se for baixo, maior será a

possibilidade de o poço ter perda, já se, o BSW for muito alto, menor é a probabilidade de

converter a perda em ganho de óleo (ASSMANN, 2017).

Indicador de limite (I_limite): para os poços que possuem limite de vazão, este indicador

compara a vazão atual ao limite. Caso este valor seja alto, significa que o poço está produzindo



muito perto ou acima da vazão limite e, por isso, tem baixa possibilidade de perda. Do contrário,

se o indicador for baixo, apresentará alta possibilidade (ASSMANN, 2017).

Indicador de vazão de óleo (I_oleo): valores muito baixos de produção de óleo indicam

pouca possibilidade de perda, enquanto, valores altos, indicam alta possibilidade de perda

(ASSMANN, 2017).

Perda de produção (Perda): é o cálculo da perda de óleo, levando em conta os dados de

produtividade do SIP e o valor de nível dinâmico calculado a partir da carta dinamométrica de

fundo coletada pelo sistema de automação (ASSMANN, 2017).

Funções de fuzzificação irão permitir calcular a pertinência dos indicadores em três

conceitos: baixo, médio e alto (possibilidade de perda), mediante a definição dos limiares dos

conceitos para cada indicador. Uma vez que as variáveis estejam fuzzificadas, são aplicadas

regras de avaliação que permitem avaliar os indicadores simultaneamente.

Após avaliação um vetor resultado estará numa escala de 0 a 16 equivalendo a baixíssima

até a maior possibilidade de perda. Este vetor é uma informação fuzzy ou nebulosa, devendo

ser defuzzificado tendo um valor de saída único da possibilidade de perda. Ao final do

procedimento, o programa classifica os poços em ordem decrescente de possibilidade de

estarem com perda de óleo. A Figura 3.4 apresenta o fluxograma de operação do programa.

Figura 3.4: Fluxograma do funcionamento do programa Detector de Perdas

Fonte: Assmann, 2017

O programa foi desenvolvido na plataforma Microsoft Office Excel usando a linguagem de

programação Visual Basic For Applocations (VBA) e possui um funcionamento e interface bem

simples. Na tela Análise, um botão permite acionar o programa, que irá realizar todas as etapas

mostradas na Figura 3.4. Uma lista de poços em ordem de prioridade é o resultado, junto com

os indicadores e o valor da perda de produção líquida em m³/dia. É permitido que o usuário



altere a quantidade de poços que deverá ser apresentada no final. A figura 3.5 mostra a tela de

Análise.

Figura 3.5: Tela Análise do Detector de Perdas

A segunda tela é de Configuração, mostrada na Figura 3.6 que permite a determinação dos

limiares das funções de fuzzificação das variáveis e estabelecer pesos para estas variáveis. Estes

limiares devem ser ajustados somente por um especialista (ASSMANN, 2017).

Figura 3.6: Limiares de fuzzificação na tela Configuração do Detector de Perdas

Além da apresentação da lista dos poços automatizados com maior possibilidade de perda,

o programa também possui outras funcionalidades importantes para a análise. Na aba IPR há

uma lista com todos os poços produtores da estação, automatizados e não automatizados,

juntamente com diversas informações da produção, das pressões, do nível dinâmico medido e

do poço, oriundos da aquisição dos dados do Consip. Nesta seção a perda também é calculada,

porém, baseada nos dados registrados no SIP. O valor da perda pode ser atualizado caso o

usuário altere qualquer outro dado de entrada que foi apresentado, se tornando bastante útil

também para análise dos poços, além de, permitir que seja investigado a existência da perda na



produção dos poços que não são monitorados pela automação. A Figura 3.7 a seguir apresenta

a tela IPR.

Figura 3.7: Tela IPR

Outras funcionalidades úteis no programa são: a apresentação das curvas de IPR e IPR

extrapolada (considerando a redução completa da submergência) de óleo e de bruta de cada

poço na tela Apresentação; a curva de perda versus nível dinâmico apresentada na tela

Submergência; as curvas que apresentam a relação da submergência com a perda e com a

pressão no fundo do poço na tela Conversão Submergência x Pressão; e a relação das unidades

de bombeio instalada em cada poço na tela Troca de UB. As curvas estão apresentadas nas

Figuras 3.8, 3.9, 3.10 e são geradas automaticamente após o usuário clicar em cima do nome

do poço na tela IPR.

Figura 3.8: Curvas de IPR na tela Apresentação



Figura 3.9: Curva de perda versus submergência na tela Submergência

Figura 3.10: Relações entre a submergência e o Pwf e a Perda na tela Conversão

Submergência x Pressão

O programa detector de perdas apenas direciona a análise aos casos com maior

possibilidade de perda, reduzindo o tempo de busca e aproveitando melhor a mão-de-obra

especializada e treinada de maneira objetiva e rápida (ASSMANN, 2017).

Depois de obtida a lista de poços com maior possibilidade de perda, é necessário a análise

afinada de todos estes eles, lançando mão das ferramentas, SISAL, SIP e TWM para então,

comprovar a existência da perda, já que, os poços apresentados foram adquiridos baseados em

dados de automação que, por vezes, podem estar contaminados devido a algum problema na

transmissão do sinal, no funcionamento e calibração dos equipamentos de automação, ou

alimentação de parâmetros no SIP, entre outros fatores. As outras funcionalidades do Detector

de Perdas também são aproveitadas nesta etapa.



3.3 Metodologia Proposta

Para tornar a atividade de aumento da produção através de intervenções em poços com

perda operacionalmente viável para empresa, onde a maior quantidade de poços seja detectada

e as ações para melhoria ou correção do sistema de elevação sejam corretas e eficientes,

evitando custos elevados, é preciso estabelecer algumas etapas importantes de serem seguidas

ao longo de todo o processo.

Lançando mão do programa detector e das outras ferramentas de análise dos poços, aliados

ao conhecimento do funcionamento e os problemas operacionais que podem ocorrer no sistema

de bombeio mecânico, na Figura 3.11 está o fluxograma da metodologia proposta.

Figura 3.11: Fluxograma de operação da atividade

3.3.1 Monitoração dos poços automatizados

O processo inicia na fase de monitoração, nesta etapa os poços automatizados estão sendo

monitorados pelo SISAL e os dados são registrados no aplicativo Analise BM, da mesma forma

que outras informações importantes são registradas no aplicativo Consip. Neste momento não

é necessária utilização da mão-de-obra, sendo destinada apenas para colher os arquivos dos

aplicativos e deixar disponíveis para utilização no detector de perdas.

3.3.2 Detectar perdas

Nesta etapa o Detector de Perdas irá processar todos os dados monitorados e registrados, e

fornecer uma lista de poços detectados com a possibilidade de terem perdas na produção. Nesta

fase a mão-de-obra praticamente não intervém, a não ser, apenas para acionar o detector.



3.3.3 Analisar os poços apresentados pelo detector

Com a relação de poços apresentada pelo detector é o momento onde a mão de obra

especializada e treinada entra no processo para analisar as condições de operação de cada um e

confirmar os casos onde a perda realmente existe, considerando que as informações de alguns

destes poços registradas na fase de monitoramento tenham sofrido alguma interferência por

problemas na automação influenciando na detecção pelo programa.

A análise começa do poço com maior possibilidade de perda ao poço de menor, utilizando

os programas SISAL e SIP. Esta fase pode demandar maior tempo, vai depender da experiência

do profissional em avaliar a qualidade da informação apresentada pela automação e analisar os

problemas que ocorrem no fundo do poço.

Se as informações apresentadas pelo SISAL possuírem falhas ou, devido a algum problema

na transmissão do sinal, não é possível analisar o poço, faz-se necessário os registros de

medição das cartas e do nível dinâmico no TWM. Caso o último registro do poço seja antigo,

não é viável confiar nas informações apresentadas, já que, podem não representar a situação

atual do poço, sendo necessário solicitar uma nova medição do nível dinâmico e das cartas, para

então realizar nova análise. Nesta fase as outras funcionalidades do Detector de Perdas também

são utilizadas.

Antes de atestar que o poço possui perda é importante determinar um valor mínimo a partir

do qual a perda na produção é considerada e se o ganho de óleo é satisfatório para compensar

os custos na intervenção. Este valor mínimo irá depender da produção atual do campo, dos

recursos para as intervenções e das características dos fluidos produzidos, devendo ser

determinado por profissionais especializados. Neste trabalho está sendo considerado um valor

de perda de óleo de 0,1 m³/dia que corresponde a 0,629 barris por dia (bpd), como o mínimo

para atestar que o poço tem perda e dar continuidade as ações. Na fase de análise a perda de

óleo é calculada e os poços detectados com valores abaixo da referência não são considerados

e saem da análise.

Outro fator a ser considerado durante a análise é a temperatura medida por um sensor de

temperatura instalado na cabeça do poço, registrada no SIP ou no TWM. Para que as

intervenções sejam possíveis de serem realizadas de maneira segura, é preciso limitar a

temperatura para que o poço seja parado. Neste trabalho, devido está sendo considerada a maior



temperatura possível para intervir no poço em 70º C, considerando campos onde os poços estão

sob a influência da injeção de vapor como método de recuperação de óleo. Poços detectados

com perda com a temperatura acima desta referência não são considerados e saem da análise.

3.3.4 Propor ações de intervenção

Aos poços onde são confirmadas a existência da perda em valores iguais ou superiores ao

valor de referência, baseado na análise dos problemas que ocorrem no fundo do poço que

causam a ineficiência no sistema de elevação, são propostas as ações de intervenção a serem

realizadas pelas equipes competentes e responsáveis pelas intervenções nos poços. As ações

propostas podem ser: manutenção na bomba de fundo, aumento de regime (curso e/ou cpm) e

permuta entre as unidades de bombeio.

O número de poços que entra na fase de proposta de ações não é o mesmo que foi

apresentado pelo detector sendo, na verdade, uma pequena parcela, já que, durante a análise

muitos poços são desconsiderados pois é comprovada que a perda não existe, estava abaixo do

valor de referência, ou a temperatura excedia o valor máximo possível para intervir.

3.3.5 Realização das ações

Depois de proposta a ação de intervenção necessária para que a perda seja convertida em

ganho de óleo, as equipes responsáveis devem realizá-las em prioridade das maiores perdas. O

responsável pela atividade deve acompanhar o andamento das ações e estar atento quando a

ação for realizada.

3.3.6 Análise dos poços após ação

Depois de averiguado que a ação foi realizada, uma nova análise das condições do poço é

necessária para visualizar se os problemas foram corrigidos e a eficiência foi melhorada. Nesta

fase também é necessário fazer uso do SISAL e do TWM. Se for constatado que a carta

apresentou melhora em comparação a carta de quando o poço foi detectado com perda, e a

submergência foi reduzida, quer dizer que a ação proposta foi positiva. Já, se a carta não



apresentou melhora, ou a submergência não alterou ou aumentou, é necessário fazer nova uma

análise do sistema e repetir as outras etapas do processo.

3.3.7 Determinação dos ganhos

No caso de ser observado que a ação melhorou a carta de fundo e a submergência foi

reduzida, é necessário solicitar a realização do teste de produção para que, de fato, seja

confirmado que a operação obteve êxito. Se a carta melhorou e a submergência diminuiu é de

se aguardar um aumento na vazão de produção no teste. Dessa forma, é determinado o ganho,

sendo simplesmente a diferença entre a vazão medida depois da realização da ação, com a vazão

medida antes.

Ganho = Qdepois da ação − Qantes da ação (3.2)

Este ganho pode ser calculado tanto em relação a vazão de óleo, como em relação da vazão

bruta apresentadas no teste.

O ideal é o profissional acompanhar a maior quantidade de poços possíveis na mesma etapa,

porém, todo o processo está em função de outros fatores, por exemplo, o tempo para que as

intervenções ocorram, ou uma medição do TWM e teste de produção sejam feitos, com isso, o

acompanhamento de todos os poços dentro da mesma etapa nem sempre é possível. Contudo,

o importante é seguir essa sistemática não deixando de passar nenhum poço por alguma das

fases.

No começo o número de poços que precisam ser analisados é grande, mas com o tempo, os

poços já analisados começam a se repetir, de tal forma que precisam ser analisados apenas os

poços que apresentam problemas desde a última análise.

É recomendado que este ciclo se repita continuamente e seja adotado como prática de

operação no campo, de forma que seja possível reduzir a maior quantidade possível de poços

com perda na produção e, além disso, garantir através das ações de intervenção simples o

funcionamento ótimo dos poços de modo que possibilitem a produção máxima possível de óleo

do reservatório.



4 RESULTADOS E DISCUSSÕES

Neste capítulo são apresentados os resultados obtidos com a utilização da metodologia

proposta em campos da Bacia Potiguar.

A metodologia proposta neste trabalho foi aplicada pela empresa operadora na Bacia

Potiguar durante o período de oito meses, ao longo deste tempo centenas de poços pertencentes

a 10 campos foram apresentados pelo Detector de Perdas e analisados. A seguir, com maiores

detalhes, seguem as etapas da metodologia aplicada em 3 poços apresentados pelo programa e

seus resultados. Para expandir a análise sobre a funcionalidade da metodologia, ao final do

capítulo há os resultados obtidos após a intervenção em 30 poços (incluindo o 3 apresentados)

dentro do período de utilização.

4.1 Detecção

Os três poços que serão analisados foram detectados pelo programa Detector de Perdas de

acordo com a Figura 4.1.

Figura 4.1: Poços detectados pelo Detector de Perdas

Fonte: Detector de Perdas (ASSMANN, 2017).

4.2 Análise

Partindo do conhecimento dos poços com maior chance de estarem produzindo abaixo do

potencial devido a algum problema no sistema de elevação e lançando mão das ferramentas

SISAL, SIP, TWM, e outros recursos do Detector de Perdas, serão apresentados os parâmetros



de produção e a carta dinamométrica de fundo extraídos na análise de cada poço. A Figura 4.2

mostra os dados obtidos da análise do poço 1.

Figura 4.2: Análise do poço 1

Os parâmetros apresentados, comprovam que há elevada pressão na sucção da bomba

causada pela elevada coluna de fluido no anular. A eficiência volumétrica é baixa e a carta

mostra que há vazamento na válvula de passeio. Logo, comprova-se que a produção está

comprometida devido a problemas no sistema de elevação. Analisando a curva da IPR do poço

1, obtida através do Detector de Perdas conforme a Figura 4.3, a perda bruta é 5,1 m³/dia,

equivalendo a 32,07 bpd. Com o BSW igual a 54,6%, aplicando a Equação (2.20), o valor da

perda líquida é de 2,3 m³/dia, o mesmo que 14,47 bpd de óleo.

Figura 4.3: IPR e perda bruta do poço 1




Realizando a mesma análise das condições de bombeio, na Figura 4.4 estão os parâmetros

de operação e a carta de fundo do poço 2.


O poço 2 é raso e possui submergência relativamente alta, 50 metros. A carta mostra que

está ocorrendo interferência de gás e a eficiência volumétrica é de 62%, enquanto a UB opera

em baixo regime de curso e cpm. Analisando a curva de IPR apresentada na Figura 4.5 há o

valor da perda bruta de 3,1 m³/dia equivalendo a 19,5 bpd. Sendo o BSW igual a 87,7 aplicando

a Equação (2.20), a perda líquida tem o valor de 0,39 m³/dia, ou seja, 2,4 bpd.





Da mesma maneira que para os poços 1 e 2, na Figura 4.6 estão os parâmetros de produção

e carta de fundo do poço 3, extraídos das ferramentas de análise.


No poço 3 também foi comprovado a existência de uma elevada coluna de fluido do anular

deixando a bomba submergida e a pressão no fundo alta. Apesar da carta não indicar algum

problema evidente na bomba, a eficiência de bombeio é baixa. Por isto, comprova-se a

existência da perda devido a algum problema na elevação e seu valor é de 12,8 m³/dia, ou, 80,51

bpd de produção bruta calculado através da curva de IPR conforme a Figura 4.7. Já, a perda



líquida, aplicando-se a Equação (2.20) com o BSW igual a 73,3% é de 3,4 m³/dia, equivalendo

a 21,38 bpd.



As análises detalhadas das condições de operação dos três poços indicados pelo Detector

de Perdas confirmaram a existência de problemas no sistema de elevação que estão favorecendo

a redução da produção. Logo, as perdas foram confirmadas e calculadas. A partir de então, é

necessário propor ações de intervenção capazes de melhorar o sistema de elevação, reduzir a

pressão de fluxo no fundo do poço e proporcionar o aumento da vazão.

4.3 Propostas de ações

No poço 1, há vazamento na válvula de passeio, a eficiência volumétrica é baixa e a

submergência é alta. Neste caso, a ação de intervenção recomendada é: manutenção na bomba

de fundo. Antes de realizar a intervenção, utilizando o SISAL, é necessária a simulação da curva

de torque para averiguar se a UB suportaria o esforço exigido, considerando a melhor condição

que o poço poderia ficar após realização da intervenção, com submergência igual a zero,

conforme a Figura 4.8.

Figura 4.8: Simulação da curva de torque do poço 1



Fonte: SISAL

Mesmo simulando para diferentes posições dos contrapesos e cursos, percebe-se que a UB

atual não suportaria a nova condição com submergência igual a zero, já que o torque exigido

excede a capacidade máxima de 228.000 lb.in. Neste caso, com o auxílio do Detector de Perdas

foi encontrado a UB 320 - 256 - 120 com capacidade superior de torque e que atende a um

regime próximo ao da UB anterior. Uma nova simulação da curva de torque é necessária para

averiguar se a nova unidade atende às condições de produção do poço 1 com o curso de 68 in e

8 cpm, de acordo com a Figura 4.9.

Figura 4.9: Simulação da curva de torque para nova UB no poço 1

Fonte: SISAL

Com a nova curva de toque simulada comprova-se que a nova UB é capaz de atender às

novas condições de produção do poço 1. Com isto, as ações de intervenções indicadas para o



poço 1 são: manutenção na bomba de fundo, troca de UB, e como o mínimo curso admitido por

esta nova unidade é de 68 inclui-se também o aumento de regime.

No poço 2 há a ocorrência de interferência de gás. Neste caso, é recomendado como ação

de intervenção o aumento do curso. O curso atual fornecido pela UB é de 28 in e há a

possibilidade de aumenta-lo para 40, 52, ou 64. Através da simulação é verificado se a UB irá

atender a situação de maior deslocamento volumétrico com o curso em 64 in e a submergência

reduzida a zero, conforme a Figura 4.10, a seguir.


Fonte: SISAL

A simulação do novo regime indica que a UB atenderá a nova solicitação de torque. Sendo

assim, a ação de intervenção para o poço 2 será: aumento do regime, passando o curso de 28

para 64 in.

No poço 3 foi identificado elevada submergência e eficiência volumétrica baixa. Eficiência

volumétrica baixa leva à manutenção na bomba de fundo, mesmo que o motivo para a

ineficiência não seja bem identificado através da carta. Como este poço possui elevada coluna

de líquido no anular e margem para que o regime de bombeio seja elevado, será realizado a

simulação para a situação onde a submergência é reduzida a zero e o deslocamento é elevado.

A Figura 4.11 apresenta a curva de torque simulada para condição de operação do poço 3 com

submergência igual a zero e o curso elevado para 61 in.




Fonte: SISAL

Também foram realizados testes para o aumento do curso e frequência superiores a 61 in e

7 cpm, porém a UB não atendeu. Logo, as intervenções recomendadas para o poço 3 serão:

manutenção na bomba de fundo e aumento de curso de 50 para 61 in.

4.4 Realização das ações

Após definida as ações de intervenção, estas foram realizadas pelas equipes competentes de

operar em poços de bombeio mecânico.

4.5 Análise dos poços após intervenções

Depois de realizadas as ações, são necessárias novas medições do nível dinâmico e da carta

dinamométrica de fundo através do SISAL ou do TWM, além do teste de produção que irá

medir a nova vazão. Novamente os parâmetros de produção dos poços são analisados para que

sejam observados se houve melhora no sistema de elevação e o aumento na vazão.

A Figura 4.12 apresenta os novos parâmetros de produção do poço 1 após realização da

manutenção na bomba de fundo, troca da UB e o aumento do curso. Além disso, é apresentado

a nova carta de fundo superposta a carta apresentada quando o poço foi detectado com perda

para melhor percepção da mudança no sistema.

Figura 4.12: Análise do poço 1 após intervenção



Os resultados apresentados do poço 1 mostram que a submergência foi reduzida a zero, a

carta apresentou aumento do F0 e pancada de fluido comprovando que o nível dinâmico se

encontra na profundidade da bomba e não há perda. A eficiência volumétrica aumentou para

43%, a vazão bruta para 14,7 m³/dia, equivalendo a 88,06 bpd e a líquida para 6 m³/dia,

correspondendo a 37,74 bpd.

A Figura 4.13 apresenta as novas condições de operação do poço 2 após realização do

aumento do curso para 64 in.




Os resultados obtidos mostram que a submergência foi reduzida a zero e eficiência de

bombeio aumentou para 90%. A carta indica que ainda há interferência de gás, porém como o

poço está produzindo tudo o que vem do reservatório este fato não impacta na elevação. A

vazão bruta aumentou para 38,7 m³/dia, equivalendo a 243,4 bpd e a líquida para 3,6 m³/dia, o

mesmo que 22,64 bpd.

A Figura 4.14 apresenta a análise do poço 3 após realização das ações de manutenção na

bomba de fundo e aumento do curso para 61 in.


O poço 3 teve redução da submergência em 29 metros diferente dos poços 1 e 2 que a

redução foi completa, mesmo assim, a eficiência de bombeio aumentou para 60%, a produção

bruta para 36 m³/dia, equivalendo a 226,4 bpd e a líquida para 6,4 m³/dia, o mesmo que 40,25

bpd.

4.6 Determinação dos ganhos

Nos três poços as intervenções melhoraram os sistemas de elevação, as submergências

foram reduzidas, e a produção dos poços aumentaram. Nota-se também, que junto ao aumento

da vazão o BSW dos três poços também aumentou o que consequentemente afetou o ganho de

óleo. A seguir, na Tabela 4.1 estão apresentados os ganhos na produção bruta e líquida nos três

poços.

Tabela 4.1: Ganhos na produção bruta e líquida



Como o objetivo do trabalho é converter a perda em ganho de óleo, através das intervenções

no sistema de elevação na maior quantidade possível de poços detectados é conveniente avaliar

o ganho de óleo total. O Detector de Perdas direciona a análise para os poços com maior

possibilidade e permite que o profissional estime o valor da perda. Na Tabela 4.2 está a

comparação entre os valores de perda de óleo estimados e os valores de ganho de óleo obtidos.

Tabela 4.2: Comparação entre as perdas líquidas estimadas e o ganho de óleo obtidos

Na Tabela 4.2, observa-se que o poço 1 teve um ganho líquido abaixo do estimado, o poço

2 teve um ganho acima, enquanto que, o poço 3 teve o ganho igual ao estimado. O total das

perdas líquidas estimadas foi de 39,94 bpd, enquanto o ganho total de óleo foi 36,48 bpd.

Comparando-se os valores totais das perdas e dos ganhos, vê-se que o ganho obtido total se

aproximou ao valor da perda total estimada pela ferramenta de detecção em 91%.

Junto aos três poços apresentados, outras dezenas de poços foram detectados, analisados e

sofreram ações de intervenção para melhoria do sistema de elevação e obtenção de ganho de

óleo seguindo a sistemática proposta. A seguir, na Tabela 4.3 serão apresentados os valores de

vazão bruta, vazão de óleo, BSW, submergência e perda líquida estimada de trinta poços

detectados com perda, incluindo os três poços apresentados anteriormente, além do tipo de

intervenção realizada, os valores de vazão bruta, vazão líquida, BSW, submergência e ganho

líquido, obtidos após realização das ações.



Tabela 4.3: Dados de produção de 30 poços detectados com perda antes e depois da

ação de intervenção



Analisando os resultados pontuais de cada poço, há casos onde o ganho é menor que o

estimado, enquanto outros que o ganho é maior. Nos poços 4, 8, 10, 13, 16, 25,26 e 28 a vazão



de óleo medida após a ação foi menor que a vazão medida quando o poço foi detectado com

perda, este fato pode estar ligado a imprecisões na medição de elevados BSW e ao salto

inesperado da fração de água produzida devido ao uso de métodos de recuperação no

reservatório, como por exemplo, a injeção de vapor.

Em todos os poços, o sistema de elevação teve seus problemas corrigidos, aumentando a

eficiência volumétrica, provocando consequentemente a redução na submergência e o aumento

da produção bruta.

Avaliando os resultados totais dos poços analisados percebe-se que a perda total estimada

era de 254,18 bpd de óleo, enquanto que, o ganho de óleo obtido ultrapassou o valor estimado

permanecendo bem próximo, no valor de 261,67 bpd.

Acompanhando a produção dos 30 poços após as intervenções e colhendo os dados

registrados no SIP de vazão bruta, vazão líquida, e BSW foram obtidos os resultados do

aumento percentual médio na produção bruta, no BSW e na vazão líquida, levando ao

incremento ou ganho no volume de óleo acumulado conforme estão apresentados na Tabela

4.4.

Tabela 4.4: Resultados do incremento na produção dos 30 poços ao longo de oito

meses

5 CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES



Neste trabalho foi desenvolvida uma metodologia para identificação e intervenção no

sistema de elevação de poços com a produção abaixo do seu potencial, mais exclusivamente,

poços com sistema de bombeio mecânico. Para tanto, fez-se uso de uma ferramenta

recentemente desenvolvida, que permite o melhor aproveitamento dos recursos de análise e

mão de obra para a identificação dos poços automatizados com maior possibilidade de perdas

na produção devido a alguma ineficiência no sistema de elevação, chamada Detector de Perda

(ASSMANN, 2017). O desenvolvimento do trabalho buscou como objetivo principal o aumento

na produção de óleo em campos da Bacia Potiguar através de ações simples e economicamente

viáveis do ponto de vista da operação em poços de petróleo.

Para validação da sistemática proposta, foram analisados centenas de poços em um período

de oito meses chegando no final ao número de 30 poços detectados com as ações de intervenção

concluídas e o incremento na produção alcançado.

Analisando os resultados apresentados dos 30 poços pôde-se observar que em todos os casos

o sistema de elevação foi melhorado e a submergência foi reduzida, em uns poços mais do que

em outros, e a produção bruta foi elevada em todos os casos. No entanto, o ganho de óleo em

alguns poços foi superior ao estimado, outros o ganho foi abaixo e, em 7 casos o ganho imediato

obtivo após a intervenção foi negativo devido a um aumento inesperado do BSW.

A perda líquida individual de cada um dos poços identificados foi calculada e obtida com o

auxílio do Detector de Perdas, a soma de todas elas resultou na perda total estimada. A perda

total estimada foi muito próxima ao ganho de óleo total dos 30 poços, alcançando uma

aproximação de 97%, demonstrando uma funcionalidade satisfatória da metodologia

empregada.

Ao longo dos oito meses a medida que os poços detectados foram sofrendo as intervenções

e a melhoria no sistema de elevação era atestada, as suas produções foram acompanhadas e

demonstraram um incremento médio da vazão líquida de 51% e o aumento no volume

acumulado de óleo de 46.133 bbl.

Com tudo isto, a metodologia proposta, embora simples, tornou-se de fato, eficaz na

otimização da produção através de intervenções simples e economicamente viáveis em poços

de bombeio mecânico cuja produção estava abaixo do seu potencial e o sistema de elevação

apresentava alguma ineficiência. O Detector de Perdas foi uma ferramenta bastante importante



no direcionamento da análise, proporcionando um melhor aproveitamento da mão-de-obra

disponível, dos recursos de análise, além de economia no tempo para detecção.

Para trabalhos futuros fica a sugestão de ampliação do programa detector ou criação de

um novo programa para detectar poços com perda que possuam outros métodos de elevação. E

ainda, estudos sobre a previsão do aumento do BSW com a redução da pressão de fluxo em

reservatórios maduros que passam por métodos de recuperação suplementar, do tipo, injeção

de vapor.

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