Petro & Química

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Metodologia de posicionamento das válvulas de injeção de gás na elevação artificial

por gas-lift

Euder Flávio da Silva Alves, filho (1), Oldrich Joel Romero (2)

Universidade Federal do Espírito Santo (UFES); Capítulo Estudantil SPE/UFES; GPETRO/CNPq

Rodovia BR 101 Norte, km 60, Litorâneo, São Mateus, ES, Brasil, CEP 29.932-540

(1) E-mail: euder.ep@gmail.com (Alves, E. F. S. F.) (2) E-mail: oldrichjoel@gmail.com (Romero, O. J.)

Resumo

Quando um poço atinge o final da sua vida produtiva por surgência ou quando está produzindo a

vazões mais baixas do que seu potencial, se faz necessário o uso de algum método para suplementar a

energia natural do reservatório a fim de produzir com vazões economicamente viáveis. Dentre os métodos

destaca-se os de elevação artificial que consiste na diminuição da pressão de fluxo de fundo a fim de

aumentar a pressão sob o reservatório. No presente estudo, o método aplicado é o de gas-lift contínuo

(GLC), que consiste basicamente em injetar gás pressurizado no espaço anular revestimento-coluna de

produção e através das chamadas válvulas de gas-lift que se encontram adequadamente posicionadas ao

longo da coluna de produção e alojadas em um equipamento conhecido como mandril, este gás é injetado

para dentro da coluna de produção. As simulações foram realizadas no ambiente do software Pipesim®

com o proposito de otimizar o posicionamento das válvulas de GLC ao longo da coluna de produção.

Foram utilizados dados de um poço fictício apenas ilustrar a metodologia do posicionamento destas

válvulas. Determinar o ponto ótimo de injeção de gás, pressão e vazão de injeção, é importante para obter

um melhor desempenho do método e não trabalhar sob condições que não são economicamente viáveis.

1 A elevação artificial de petróleo

Apesar da importância dos óleos leves, o cenário mundial está associado basicamente com

reservas de óleos pesados. Reservatórios com este tipo de óleos possuem energia interna que durante sua

vida produtiva apresentam um elevado nível de depleção, gerando dificuldades para manter a vazão de

produção economicamente viável. Deste modo, faz-se necessária a aplicação de métodos de recuperação

e/ou métodos de elevação artificial para prolongar o período produtivo. O primeiro grupo consiste na

injeção de fluidos via um poço injetor visando alterar as condições do reservatório. O segundo trata da

utilização de mecanismos que alteram as condições no interior da coluna de produção, de tal forma que os

fluidos cheguem até a superfície com uma pressão determinada. Quando o escoamento no interior da

coluna é por energia natural o poço é dito de surgente. Por diversos motivos pode-se perder a surgência,

destacando a depleção e o fator de película (dano) como fatores principais. A elevação artificial de

petróleo permite um ajuste da pressão de fundo do poço de modo a aumentar o diferencial de pressão no

reservatório e por tanto um aumento da vazão de produção. Existem diveras opões tais como Bombeio

Mecânico com Haste (BM), Bombeio Centrífugo Submerso (BCS), Bombeio por Cavidades Progressivas

(BCP), Gas-lift Contínuo (GLC) e o Gas-lift Intermitente (GLI), a escolha depende de variáveis tais como:

número de poços, diâmetro do revestimento, produção de areia, razão gás-líquido (RGL), vazão,

profundidade do reservatório, viscosidade dos fluidos, mecanismo de produção do reservatório,

disponibilidade de energia, acesso aos poços, distância dos poços às facilidades de produção, equipamento

disponível, recursos humanos, investimento inicial, custo operacional, segurança, dentre outros (Santarem,

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2009). Cada método tem suas particularidades e são executáveis em realidades diferentes, que condizem

com as características de cada campo.

A surgencia é evidenciada analisando as curvas IPR e TPR. A IPR – Inflow Performance

Relationhsip é a curva de desempenho do reservatório, também conhecida como curva de pressão

disponível e relaciona a pressão de fluxo no fundo do poço com a vazão de líquido produzido medido em

superfície. A curva de pressão requerida ou TPR – Tubing Performance Relationship refere-se ao

escoamento no interior da coluna de produção e representa a pressão de fluxo de fundo de poço

necessária para vencer as resistências ao escoamento. Para aumentar a vazão é necessário uma

diminuição da pressão de fundo de poço na curva disponível, no entanto, na curva de pressão requerida,

acontece o contrário, é necessário aumentar a pressão. A interseção destas curvas resulta em uma condição

que atende estas solicitações opostas, é o ponto ótimo de operação, Fig. 1a, e identifica a surgencia do

poço. A não interseção significa que o poço é não surgente e exige a utilização de um método de elevação

artificial para viabilizar sua produção, Fig. 1b.

Figura 1 – (a) Condição de surgência e (b) de não surgência do poço.

2 O método gas-lift contínuo

É um dos métodos de elevação artificial largamente utilizado na indústria de petróleo e consite na

injeção de gás pressurizado pela cabeça do poço. É considerado uma extensão do fluxo natural visto que

atua no aumento da razão gás-líquido (RGL) diminuindo a densidade da mistura e consequentemente o

peso da coluna hidrostática, logo o gradiente de pressão. Isto implica na redução da pressão de fluxo do

fundo do poço e aumento de vazão para uma pressão na cabeça do poço constante. Existem duas variantes

do método, o gas-lift contínuo (GLC) e o gas-lift intermitente (GLI). O GLC é a mais utilizada em virtude

da sua robustez, baixo custo, simplicidade, facilidade de manutenção e a larga faixa de vazão. No entanto

as condições de produção e as características de fluxo de cada reservatório influenciam no seu

desempenho. Normalmente o GLC é utilizado em poços que possuem altos cortes de água (BSW), razão

gás-óleo (RGO) ou pressão estática baixa (Subash et al. 2007).

Um sistema de gas-lift é ilustrado na Fig. 2a. O gás é recebido e pressurizado pelo compressor, em

seguida é distribuído pelo manifold, onde a taxa de injeção é controlada por um ckoke, então segue pelo

espaço anular revestimento/coluna de produção e ingressa para o interior da coluna através da válvula

operadora alojada no mandril localizada na parte mais profunda do poço. Neste ponto o gás injetado é

misturado com o fluido proveniente do reservatório e elevado para a superfície (Cedeno e Ortlz, 2007):

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pela redução da densidade dos fluidos e do peso hidrostático da coluna de produção, fazendo com que

o drawdown aumente;

pela expansão do gás injetado, que empurra os fluidos à frente diminuindo ainda mais a densidade da

mistura; e,

pelo deslocamento dos fluidos através de grandes golfadas de gás.

Figura 2 – (a) sistema de gas-lift com detalhes dos equipamentos, (b) efeito do posicionamento das válvulas.

O dimensionamento de um sistema de GLC consiste em especificar as vazões possíveis de serem

produzidas ao longo do tempo, determinar o o volume de gás a ser injetado e da composição da coluna a

ser instalada no poço, ou seja, do diâmetro do tubo, do tipo e da profundidade dos mandris, e da

especificação das válvulas de gas-lift usadas para permitir a partida e a operação do poço, sob diversas

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condições de reservatório (Peixoto, 1995). O sistema de GLC pode ser melhor compreendido analizando a

Fig. 2b, na parte superior é ilustrado a redução do gradiente de pressão acima do ponto de injeção que

promove uma diminuição da pressão ao longo de toda a coluna. Na parte inferior a curva IPR mostra que

quanto mais profunda for assentada a válvula de injeção maior o drawdown e por tanto melhor a vazão de

produção.

3 Vazão econômica de gás injetado

A otimização de gas-lift refere-se à elaboração da curva de desempenho e a escolha do ponto

econômico de operação. A curva de performance de um poço é traçada utilizando correlações de fluxo

multifásico, tal como descrito em Saad e Romero (2013). Neste trabalho a correlação escolhida é a de

Beggs e Brill Original (BBO). Para determinar o volume de gás necessário a ser injetado para produzir

determinado volume de fluido utiliza-se o parâmetro RGLI, que representa a razão entre a vazão de gás

injetado ( ), em MCF/d, e a vazão de líquido produzido ( ), , sendo

, é a razão gás-líquido acima do ponto de injeção, SCF/bbl; é

a razão gás-líquido natural (ou seja, abaixo do ponto de injeção), SCF/bbl; é a vazão de produção

desejada, bbl/d. É evidente que a RGLI deve ser a menor possível, isto é, procura-se maximizar a

quantidade de líquido produzido com a mínima quantidade de gás injetado. Esta relação é melhor

visualizada na Fig. 3, onde o ponto econômico é representado pela letra “E”. O ponto ótimo é “O” e a

partir dele qualquer incremento na vazão de gás injetado provocará uma redução na vazão de líquido

produzido. Estes pontos não são iguais. Ressalta-se que o fato de trabalhar com o método de GLC entre os

pontos “E” e “O” só é aceitável quando o custo da compressão do gás é baixo.

Figura 3 - Vazão econômica de gás injetado e ponto ótimo de operação. Fonte: (Oliveira, 2010).

4 Pressão de injeção do gás em superfície

Para determinar a pressão de injeção do gás na superfície é necessário conhecer o

gradiente de pressão no espação anular coluna de produção/revestimento,

e

a pressão de injeção para abertura da válvula operadora Pinjvalve a uma profundidade D. A pressão de

injeção é obtido de (Economides, 1994):

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( )

⁄ (1)

As pressões são dadas em psia; é a gravidade específica do gás, adimensional; D é a profundidade

vertical verdadeira, ft; T é a temperatura média do gás, °R, e; Z é o fator compressibilidade baseado na

temperatura e pressão média do gás que pode ser obtida de gráficos como o proposto por Winkler (1959).

Geralmente, os valores para a temperatura e a pressão média são assumidos como sendo a média

aritmética dos valores na cabeça e no do fundo do poço. Segundo Bradley (1992), esta consideração é

apropriada uma vez que o incremento de temperatura com a profundidade do poço tende a resultar em

uma desindade contante para o gás. Uma forma aproximada da Eq. (1) foi proposta por Gilbert (1954),

considerando = 0,7, Z = 0,9 e T = 600 °R.

(

) (2)

5 Profundidade de assentamento da válvula

Considerando que o nível estático é

, no qual HC é a profundidade vertical até os

canhoneados; PE é a pressão estática e GE é o gradiente estático dos fluidos produzidos, pode-se

determinar a profundidade de assentamento da válvula D da Fig. 4.

(3)

Sendo, GD o gradiente dinâmico abaixo do ponto de injeção; GG é o gradiente estático do gás no anular.

Figura 4 – Profundidade da válvula de gas-lift. Fonte: (Oliveira, 2010).

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6 Vazão volumétrica de gás através da válvula de gas-lift

O escoamento através da maioria das válvulas de GL ocorre em fluxo não-crítico e a vazão

volumétrica de gás nas condições padrão, mscf/d @14,6 psia e 60°F, é governada pela equação do

escoamento através de um orifício, calculada com base na equação de fluxo através de bocais, que

segundo Thornhill-Craver (Cook e Dotterrweich, 1946) é

√ (

)

⁄

⁄

√ (4)

sendo, é o coeficiente de descarga; A é a área abertura, pol2; é a pressão à montante, psia; é a

pressão à jusante, psia; = ; g é a aceleração da gravidade, ft/s2; k é a relação entre os calores

específicos e é a temperatura à montante, °R. Esta equação é complexa por esta razão em alguns casos

utiliza-se um gráfico para estima-la.

7 Curvas do gradiente de pressão no interior da coluna

A figura 5 apresenta um esquema de poço com GLC e os gradientes de pressão envolvidos na

produção, a legenda descreve as curvas apresentadas.

Figura 5- Poço equipado com GLC e gradientes de pressão envolvidos.

Fazendo um balanço à jusante e à montante do ponto de injeção, obtém-se a seguinte relação:

(5)

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sendo, e as pressões de fluxo de fundo e na cabeça do poço respectivamente; o gradiente

dinâmico acima do ponto de injeção; o gradiente dinâmico abaixo do ponto de injeção; D a

profundidade da válvula operadora; HC a profundidade dos canhoneados; e DP o diferencial mínimo de

pressão de abertura da válvula.

Equação 5 é a base para o projeto, dimensionamento e análise de instalações de GLC (Santarem,

2009). Existem duas variáveis com grande influencia sobre o perfil de pressão. A primeira é a

profundidade de injeção, que por sua vez depende da pressão disponível do gás injetado na superfície, ou

seja, quanto maior for essa pressão, maior será a profundidade da válvula operadora. A segunda variável

com forte influencia é a vazão de gás injetado.

8 Aplicação na otimização do um sistema de GLC

Trata-se de uma configuração contendo um poço vertical onshore não surgente, com os fluidos

sendo produzidos e escoados mediante tubulações desde a cabeça do poço até um tanque de

armazenamento, segundo disposição simplificada mostrada na Fig. 6a, enquanto que a interpretação desta

configuração na simbologia Pipesim® é visualizada na Fig. 6b. O modelo blackoil foi utilizado para

caracterizar os fluidos. Dados operacionais de campo foram utilizados e são relacionado a seguir: Razão

gás/líquido 89 sm3/sm3, volume de água e sedimentos 0,6, densidade relativa do gás 0,64, densidade

relativa da água 1,02, grau API do óleo 28,8, viscosidade do óleo morto 2,87 cP a 90 °C e 82,5 cP a 20 °C.

Profundidade da coluna de produção 2743 m, intervalo dos canhoneados 2784 m a 2930 m, ID coluna de

Produção em 2621 m; 3,96 pol e em 2743 m 6,18 pol.

Figura 6 – (a) Layout do poço e (b) representação no ambiente Pipesim®.

Adicionalmente, a pressão estática e temperatura do reservatório são 210 kg/cm2 e 94 ºC

respectivamente, o índice de produtividade (IP) é 6,1 STB/d/psi e a pressão com que os fluidos chegam à

plataforma 12,3 kg/cm2.

A otimização do método GLC consiste em determinar: (i) o diferencial mínimo de pressão para

abertura da válvula operadora; (ii) a pressão ótima de injeção na superfície; (iii) a taxa de injeção ótima de

gás; e (iv) a disposição dos mandris de gas-lift ao longo da coluna de produção. As simulações foram

realizadas no software Pipesim® (Pipesim, 2011).

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Para determinar o diferencial mínimo de pressão para a abertura da válvula operadora (DP na Fig.

5), fixa-se a temperatura e a pressão de injeção do gás em 48 °C e 80 kg/cm2, respectivamente, assim

como a profundidade máxima do mandril é restrita a 2743 m. Com estes parâmetros é determinada a

vazão de fluidos produzidos e a profundidade da válvula para diversas taxas de injeção de gás

considerando diferencial de abertura de 15 kg/cm2 e 20 kg/cm2. Os resultados são mostrados na Fig. 7.

Constata-se que a produção é maximizada para injeção de 6 MMscf/ de gás, que é o ponto ótimo. Por

outro lado, quanto menor o diferencial de pressão para abertura da válvula, maior é a vazão de produção.

A localização da válvula de injeção tem influência importante na produção e depende do diferencial de

abertura. Figura 7 mostra que existe uma profundidade máxima da válvula que corresponde ao ponto

ótimo. Profundidades menores ou maiores afetam negativamente a produção. Finalmente, verifica-se que

se a válvula é calibrada para abrir com baixo diferencial de pressão, é possível que seja alocada mais

próxima à região canhoneada, maximizando a produção de fluidos.

Figura 71 – Influencia da abertura da válvula nos fluidos produzidos para diversos volumes de gás injetado.

Da análise apresentada temos que para uma profundidade máxima da válvula é 1829 m, regulada

para um DP de 15 kg/cm2, obtem-se uma vazão máxima de 654,7 std m3/d, com vazão ótima de injeção

de gás de 6 MMscf/ de gás.

Uma outra análise que deve ser realizada para a otimização do sistema de GLC é a avaliação da

pressão ótima de injeção do gás na superfície. De forma similar ao caso anterior, foi necessário fixar

alguns parâmetros, neste caso a pressão mínima de abertura da válvula operadora em 15 kg/cm2. Os

resultados para diferentes pressões de injeção na superfície são apresentados na Fig. 8. Observa-se que

maiores vazões de produção são obitidas com pressões de injeção elevadas. Ainda na figura 8, verifica-se

a profundidade ótima para alocação do mandril, são 1567 m e 1826 m para as pressões de 70 kg/cm2 e 80

kg/cm2 respectivamente. A pressão ótima de injeção é de 80 kg/cm2 a uma taxa de injeção de gás ótima de

6 mmscf/d. Mas como já discutido, não é viável trabalhar na taxa ótima, uma vez que qualquer incremento

na mesma acarretará em uma redução da vazão de liquido, sendo assim, a taxa econômica está em torno

de 5,8 mmscf/d para uma pressão de injeção é de 80 kg/cm2.

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Figura 8 - Influencia da taxa de injeção de gás vazão de produção.

Na Fig. 9 a linha contínua vermelha representa esta profundidade da válvula quando se trabalha

com uma pressão de injeção de 80 kg/cm2, 1826 m, a linha contínua em azul representa o gradiente de

pressão ao longo da coluna de produção e a linha verde o gradiente de gás injetado.

Figura 9 - Profundidade de assentamento da válvula.

A otimização do sistema de gas-lift é concluída quando se tem dados referentes a configuração de

todas as válvulas. Nesta etapa a simulação é feita através do módulo Gas Lift Desgin onde fixou-se alguns

valores, tabela 1.

Tabela 1 - Dados utilizados para otimização do sistema de GLC.

Parâmetro valor

Profundidade máxima de assentamento da válvula operadora, m 2651

Pressão de injeção na superfície, kg/cm2. 80

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Diferencial mínimo para abertura da válvula operadora, kg/cm2. 15

Pressão na cabeça do poço, kg/cm2. 12,33

Vazão de injeção de gás, mmscf/d 5,8

Temperatura do gás na superfície, °C 48

Gravidade específica do gás injetado, [-] 0,84

A figura 10 apresenta as curvas referentes à posição da válvula operadora e das válvulas de

descarga. O quadrado cheio vermelho representa a pressão e a posição da válvula de descarga.

Figura 10 - Método de GLC otimizado para o poço.

A tabela 2 apresenta as características das válvulas que irão equipar o poço para obter um melhor

desempenho.

Tabela 2a - Características das válvulas.

TVD,

m Modelo

Tamanho,

Pol

Pteste,

kg/cm2 Status

893 SLB (Camco) R20 ¼ 81,7 Semi-aberta

1296 SLB (Camco) R20 3/8 76,7 Fechada

1826 SLB (Camco) RDO ½ Orifício Completamente aberta

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Tabela 2b - Características das válvulas.

TVD,

m

Pressão de

abertura, kg/cm2

Pressão de

fechamento, kg/cm2

Vazão de

produção, std m3/d

Taxa de gás

para descarga,

mmscf/d

893 80 77,34 372,6 0,978

1296 80,19 75,93 560,2 2,68

1826 - - 651 5,8

Depois de concluida a otimização do método de GLC, o poço é equipado para produzir. O ponto

de operação, que é onde as curvas TPR e IPR se cruzam é a vazão máxima de produção que o poço pode

proporcionar a uma determinada pressão de fluxo de fundo de poço. Para o caso estudado este ponto

correponde a 167 kg/cm2 de pressão de fluxo produzindo a uma vazão de 592 sm3/d. O gradiente de

pressão na coluna diminui acima do ponto de injeção, isto por causa da gaseificação dos fluidos vindos do

reservatório.

9 Considerações finais

Prever quando o poço irá perder surgência e realizar o dimensionamento e a otimização de um

método de elevação artificial é de extrema importância no projeto de poço, evitando assim futuras

intervenções. A técnica utilizada pelo Pipesim® para realizar a simulação do sistema de gas-lift para um

poço onshore mostrou-se eficiente uma vez que os resultados obtidos condizem com os encontrados na

literatura.

Verificou-se diversos parâmetros operacionais para obter o melhor desempenho do poço quando

este está equipado com gas-lift contínuo. A análise do diferencial mínimo de pressão para abertura da

válvula operadora, neste caso de 15 kg/cm2, é importante para o dimensionamento do método, uma vez

que este apresenta influência direta na vazão de produção. Determinar a taxa de injeção ótima de gás

também é muito importante para a otimização, neste caso de 6 MMSCF/d, sendo que este também

apresenta uma relação direta com a vazão de produção. Apesar do presente estudo não apresentar uma

análise termoeconômica para poder analisar quando é a taxa econômica de injeção de gás. Neste estudo

considerou-se uma injeção de 5,8 mmscf/d.

Aferir quando o poço irá perder surgência e dimensionar um método de elevação artificial é

fundamentalmente importante para evitar despesas adicionais com futuras intervenções. As modelagens e

as simulações realizadas nos software comerciais tem um caráter muito importante no desenvolvimento

dos projetos de poço.

10 Agradecimentos

Os autores agradecem à Schlumberger pela concessão das licenças acadêmicas do software

Pipesim®. Agradecemos também aos funcionários da Schlumberger/Rio de Janeiro: Mariana Costa,

Raphael Milanez e Welyson Oliveira, pelo suporte técnico e oportunas sugestões proporcionadas durante

o desenvolvimento deste estudo.

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11 Bibliografia

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Continuous and Intermittent Gas Lift Wells.

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Peixoto, G. A.. (1995). OTIMIZAÇÃO DO DIMENSIONAMENTO DE GAS-LIFT CONTÍNUO EM

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Santarem, C. A.. (2009). Análise de Sistemas de elevação artificial por injeção de nitrogênio para

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