Sistema de Bombeio Submarino Do Campo de Jubarte

Centro Universitário Vila VelhaEspírito Santo

CENTRO UNIVERSITÁRIO VILA VELHA

CURSO DE ENGENHARIA DE PETRÓLEO

GELSON HERALDO NICO FILHO

SISTEMA DE BOMBEIO SUBMARINO DO CAMPO DE JUBARTE

VILA VELHA 2007



Trabalho de Conclusão de Curso apresentado ao Curso de Engenharia de Petróleo do Centro Universitário Vila Velha, como requisito parcial para obtenção do Grau de Bacharel em Engenharia de Petróleo. Orientador: Prof. M.Sc. Henri Fiorenza de Lima.

VILA VELHA 2007



Trabalho de Conclusão de Curso apresentado ao Curso de Engenharia de Petróleo do Centro

Universitário Vila Velha, como requisito parcial para a obtenção do Grau de Bacharel em Engenharia

de Petróleo.

Aprovado em Vila Velha, 07 de novembro de 2007.

COMISSÃO EXAMINADORA

___________________________________________

Prof. M.Sc. Henri Fiorenza de Lima

Centro Universitário Vila Velha

Orientador

___________________________________________

Prof. M.Sc. Francisco Augusto Tavares Borges

Centro Universitário Vila Velha

___________________________________________

Eng. M.Sc. Cézar Augusto Monteiro Siqueira

Gerente Setorial de Elevação e Escoamento

PETROBRAS/UN-ES/ATP-JUB-CHT/EE

A Deus por ter me dado forças para chegar até aqui. À minha esposa Tássia por estar sempre ao meu lado nos momentos em que precisei. Aos meus pais e toda minha família que sempre acreditaram em mim.

AGRADECIMENTOS Ao Prof. Henri Fiorenza de Lima, pelo incentivo, seriedade e disposição com que

orientou este trabalho.

Aos colegas Cézar Augusto Monteiro Siqueira, Giovani Colodette, Alessandro

Almeida Santos e todos da gerência de Elevação e Escoamento de Jubarte, pela

receptividade, paciência e colaboração no desenvolvimento desse trabalho.

Aos colegas da Plataforma de Cação, que me incentivaram bastante e que estavam

sempre a disposição para me ajudar.

A todos os professores do curso de Engenharia de Petróleo da UVV, dos quais tive o

privilégio de adquirir conhecimentos que levarei por toda a minha vida.

"É melhor tentar e falhar, que preocupar-se e ver a vida passar. É melhor tentar, ainda que em vão, que sentar-se fazendo nada até o final. Eu prefiro na chuva caminhar, que em dias tristes em casa me esconder. Prefiro ser feliz, embora louco, que em conformidade viver..."

Martin Luther King

RESUMO

Este trabalho descreve todas as fases do Plano de Desenvolvimento do Campo de

Jubarte, e apresenta o método de elevação artificial conhecido como Bombeio

Centrífugo Submerso Submarino BCSS, explicando como o mesmo está inserido

nesse Plano. Aborda, também, suas aplicações, características, dimensionamento,

partes integrantes e novos sistemas desenvolvidos pela Petrobras que estão sendo

testados atualmente, entre eles o BCSS de alta potência e alta confiabilidade,

instalado dentro de poço e o Alojador de Bomba no Leito Marinho (ABLM) com o seu

respectivo Módulo de Bombeio (MOBO). O desenvolvimento dessas tecnologias

permitiu que no caso de uma eventual falha do equipamento, a produção do poço

não cessasse, pois também seria possível operar por meio do gas lift contínuo

(GLC). Para isso, os poços foram equipados com mandril e válvula operadora. A

utilização desse tipo de método de elevação artificial foi escolhida devido às

características dos fluidos produzidos em Jubarte e pelo fato dos métodos por

bombeamento apresentarem uma capacidade de elevação superior aos demais. O

desenvolvimento do ABLM e do MOBO busca a redução de custos na intervenção

dos poços. Já a utilização do gas lift como método alternativo visa à redução das

perdas de produção em caso de falha do BCSS. Foram realizadas várias simulações

em um poço fictício com características semelhantes aos do Campo de Jubarte e os

resultados servem para uma comparação desse método com o gas lift contínuo,

exemplificando que tanto o BCSS convencional instalado no poço quanto a jusante

da ANM são mais eficientes em relação aquele método.

Palavras-chave: Elevação Artificial; BCSS, Gas lift.

ABSTRACT This work describes all the phases of the Development Plan of the Jubarte Field, and

presents the artificial lift methodology known as Electrical Submersible Pump (ESP),

explaining as it is inserted in this Plan. Also, it approaches its integrant applications,

characteristics, sizing, parts and the new systems developed for Petrobras that is

being currently tryied, among them the high power and reliability ESP installed inside

the wellbore and the ESP on the Seabed inside a Pumping Module. The

development of these technologies allows, in case of eventual damage of the

equipment, that the production of the well goes on by means of the gas lift. For this,

the wells had been equipped with mandrels and orifice gas lift valves. The use of this

type of artificial lift method was chosen due to the characteristics of fluids produced in

Jubarte, and to the fact of the pumping presents higher production potential when

compared to the gas lift. The development of the Pumping Module Assembly seeks

the cost reduction in workover operations. The use of the gas lift as a back up

method aims at the reduction of the losses of production in case of pump failure.

Some simulations in a fictitious well with similar characteristics to the ones of Jubarte

Field had been performed and the results allow to compare both methodologies,

showing that both conventional ESP inside the wellbore and ESP installed

downstream Wet X-tree are more efficient than gas lift.

Keywords: Artificial lift; ESP, Gas Lift.

LISTA DE FIGURAS

Figura 1 - Etapas do Fluxo na Produção de Petróleo................................................23

Figura 2 - Curva de IPR para o modelo linear. ..........................................................25

Figura 3 - Curva de IPR para o modelo de Vogel......................................................26

Figura 4 - Combinação entre a curva de IPR e a curva de TPR. ..............................27

Figura 5 - Esquema do poço RJS-211. .....................................................................30

Figura 6 - Sistema BCS completo montado em um poço com completação seca. ...32

Figura 7 - Principais componentes de um BCS.........................................................33

Figura 8 - BCS na seção vertical de um poço horizontal...........................................34

Figura 9 - BCS no rathole do poço horizontal............................................................34

Figura 10 - BCS na seção tangente do poço horizontal. ...........................................35

Figura 11 - Princípio do método BCSS instalado no poço. .......................................37

Figura 12 - Princípio do método BCSS Instalado fora do poço. ................................37

Figura 13 - Princípio de funcionamento do método gas lift. ......................................38

Figura 14 - Instalação com gas lift contínuo. .............................................................41

Figura 15 - Válvula de gas lift com o mandril.............................................................41

Figura 16 - Localização do Campo de Jubarte..........................................................42

Figura 17 - Seção do Reservatório de Jubarte..........................................................43

Figura 18 - Configuração do Sistema de Produção utilizado no Teste de Longa

Duração..............................................................................................................45

Figura 19 - FPSO Presidente Juscelino Kubitschek..................................................47

Figura 20 - Esquema da Fase 1. ...............................................................................47

Figura 21 - Projeto da P-57. ......................................................................................49

Figura 22 - Projeto esquemático da Fase 2...............................................................50

Figura 23 - Módulo de Bombeio da P-57...................................................................51

Figura 24 - Sistema BCSS de Alta Potência (1200 HP) e Alta Confiabilidade. ........53

Figura 25 - Configuração tubing mounted. ................................................................54

Figura 26 - Motor do BCSS do poço JUB-06.............................................................56

Figura 27 - Tipos de protetor do BCSS. ....................................................................57

Figura 28 - Intake Standard.......................................................................................58

Figura 29 - Separador de gás estacionário. ..............................................................58

Figura 30 - Separador de gás centrífugo...................................................................59

Figura 31 - Manuseadores da BCSS do Campo de Golfinho. ...................................60

Figura 32 - Estágios de um bomba centrífuga...........................................................61

Figura 33 - Curva de performance de uma bomba de BCS. .....................................62

Figura 34 - Cabeças de descarga das BCSS do Campo de Golfinho. ......................63

Figura 35 - Exemplos de cabo elétrico. .....................................................................64

Figura 36 - Seção transversal do UEH integrado com CP da PRYSMIAN................65

Figura 37 - União ajustável (swivel). .........................................................................66

Figura 38 - DHSV com proteção para cabo...............................................................66

Figura 39 - Conjunto de fundo do BCSS. ..................................................................67

Figura 40 - Caixa de junção da BCSS.......................................................................70

Figura 41 - Poço JUB-02...........................................................................................71

Figura 42 - Detalhes de Montagem do Alojador (ALBM)...........................................72

Figura 43 - Desenho da Base Adaptadora de Bombeio (BAB)..................................73

Figura 44 - Base Adaptadora de Bombeio (BAB)......................................................74

Figura 45 - Esquema das válvulas da ANM/MOBO. .................................................75

Figura 46 - Conjunto Módulo de Bombeio e base. ....................................................76

Figura 47 - Principais componentes da BCSS do JUB-02. .......................................77

Figura 48 - IPR do poço P-1......................................................................................79

Figura 49 - Poço P-1 com gas lift. .............................................................................80

Figura 50 - Influência do BSW na produção por gas lift. ...........................................81

Figura 51 - Curvas-tipo da bomba utilizada...............................................................82

Figura 52 - Poço P-1 com BCSS instalado no fundo do poço...................................83

Figura 53 - Produção do poço P-1 com o BCSS convencional. ................................84

Figura 54 - Poço P- 1 com BCSS instalado fora do poço..........................................85

Figura 55 - Produção do poço P-1 com o BCSS instalado fora do poço...................86

Figura 56 - Gráfico com as produções de líquido dos métodos estudados...............87

Figura 57 - Perfil de pressão do gas lift. ....................................................................87

Figura 58 - Perfil de pressão do BCSS instalado no poço. .......................................88

Figura 59 - Perfil de pressão do BCSS instalado fora do poço. ................................88

LISTA DE TABELAS

Tabela 1 - Fases do Desenvolvimento do Campo de Jubarte...................................44

Tabela 2 - Dados do poço fictício P-1. ......................................................................79

Tabela 3 - Resultados das simulações para o gas lift. ..............................................81

Tabela 4 - Produção do P- 1 com BCSS convencional. ............................................83

Tabela 5 - Produção do P-1 com o BCSS instalado fora do poço.............................85

Tabela 6 - Comparativo das produções dos métodos de elevação artificial..............86

LISTA DE ABREVIATURAS

ABLM Alojador de Bomba no Leito Marinho

ANM Árvore de Natal Molhada

AOFP Absolute Open Flow Potential

BAB Base Adaptadora de Bombeio

BAP Base Adaptadora de Produção

Bbl Blue Barrel- Barril

BPD Barris Por Dia

BCSS Bombeio Centrífugo Submerso Submarino

BSW Basic Sediments and Water

E&P Exploração e Produção de petróleo e gás natural

FPSO Floating Production Storage and Offloading

FT (Feet- Pé) Unidade de comprimento. Equivale a 12 pol=0,3048 m

HA Poço Horizontal

HPA Poço Horizontal Partilhado

ID Diâmetro Interno

IP Índice de Produtividade

IPR Inflow Performance Relationship

JUB Jubarte

MOBO Módulo de Bombeio

OD Diâmetro Externo

Pe Pressão Estática do Reservatório

Psat Pressão de Saturação

Pwf Pressão de Fundo em Fluxo

RAO Razão Água-óleo

RGL Razão Gás-líquido

ROV Remotely Operated Vehicle

S-BCSS Bomba Centrífuga Submersa Submarina Montada em Skid

Sm³/d Standard (15,6ºC e 1 atm) metro cúbico por dia

SPE Society of Petroleum Engineers

TPR Tubing Performance Relationship

SUMÁRIO

1 INTRODUÇÃO .......................................................................................................14

1.1 OBJETIVOS.....................................................................................................15

1.1.1 Objetivo Geral..........................................................................................15

1.1.2 Objetivo Específico.................................................................................15

1.2 JUSTIFICATIVA...............................................................................................16

1.3 METODOLOGIA ..............................................................................................16

1.4 ESTRUTURA DO TRABALHO ........................................................................17

2 REVISÃO BIBLIOGRÁFICA..................................................................................19

3 REFERENCIAL TEÓRICO.....................................................................................22

3.1 FLUXO NO MEIO POROSO............................................................................23

3.2 PRESSÃO DISPONÍVEL.................................................................................24

3.3 PRESSÃO REQUERIDA .................................................................................26

3.4 ELEVAÇÃO .....................................................................................................27

3.5 BOMBEIO CENTRÍFUGO SUBMERSO - BCS ...............................................29

3.5.1 Histórico...................................................................................................29

3.5.2 O Sistema BCS ........................................................................................31

3.5.3 Aplicações ...............................................................................................33

3.5.4 Princípio de Funcionamento ..................................................................36

3.5.5 Vantagens e Desvantagens do Método.................................................38

3.6 GAS LIFT CONTÍNUO.....................................................................................40

4 DESENVOLVIMENTO DO CAMPO DE JUBARTE...............................................42

4.1 TESTE DE LONGA DURAÇÃO E FASE PILOTO ...........................................44

4.2 FASE 1 - FPSO PRESIDENTE JUSCELINO KUBITSCHEK (P-34)................46

4.3 FASE 2 - FPSO P-57.......................................................................................49

5 BOMBEIO CENTRÍFUGO SUBMERSO SUBMARINO DO POÇO JUB-06..........52

5.1 PRINCIPAIS EQUIPAMENTOS DE SUB-SUPERFÍCIE DO JUB-06 ..............53

5.1.1 Motor ........................................................................................................54

5.1.2 Protetor ....................................................................................................56

5.1.3 Intake........................................................................................................57

5.1.4 Bomba Centrífuga de Múltiplos Estágios .............................................60

5.1.5 Cabeça de Descarga ...............................................................................63

5.1.6 Cabo Elétrico ...........................................................................................63

5.1.7 Outros Componentes de Sub-superfície...............................................67

5.2 EQUIPAMENTOS DE SUPERFÍCIE................................................................68

5.2.1 Transformador.........................................................................................68

5.2.2 Variador de Frequência ..........................................................................69

5.2.3 Caixa de Junção......................................................................................70

5.2.4 Quadro de Comandos.............................................................................70

6 ALOJADOR DE BOMBA NO LEITO MARINHO COM MÓDULO DE BOMBEIO

DO POÇO JUB-02 ....................................................................................................71

6.1 BASE ADAPTADORA DE BOMBEIO..............................................................72

6.2 MÓDULO DE BOMBEIO .................................................................................75

6.3 BOMBA CENTRÍFUGA SUBMERSA SUBMARINA ........................................76

7 ESTUDO DE CASO ...............................................................................................78

7.1 DESCRIÇÃO DOS SISTEMAS DE PRODUÇÃO ............................................80

7.1.1 Poço com Gas Lift...................................................................................80

7.1.2 BCSS Instalado no Fundo do Poço .......................................................82

7.1.3 BCSS Instalado Fora do Poço................................................................84

7.1.4 Análise dos Resultados..........................................................................86

8 CONCLUSÃO ........................................................................................................90

8.1 SUGESTÕES PARA TRABALHOS FUTUROS...............................................91

GLOSSÁRIO.............................................................................................................94

14 1 INTRODUÇÃO

Atualmente as empresas petrolíferas têm buscado cada vez mais antecipar a

produção dos campos, devido ao alto valor do petróleo no mercado mundial. Assim

os métodos de elevação artificial são de extrema importância para essa antecipação,

pois otimizam e mantém a produção dos poços, mesmo com o declínio da pressão

no decorrer dos anos.

Diversos métodos de elevação artificial são utilizados no mundo todo. Na Petrobras,

principalmente em poços offshore com completação molhada, o mais utilizado é o

gas lift contínuo. Porém, desde 1994, a empresa está utilizando um novo método

que vem apresentando grandes resultados: esse método é o Bombeio Centrífugo

Submerso Submarino.

O Bombeio Centrífugo Submerso Submarino (BCSS), trata-se de um método de

elevação artificial, composto por uma bomba centrífuga de múltiplos estágios,

operada por um motor de fundo, que recebe a energia elétrica através de um cabo

que vai até o fundo do poço. O motor transforma a energia elétrica em energia

mecânica e a transfere para a bomba. A bomba, por sua vez, transfere essa energia

para o fluido, através do acréscimo da pressão, elevando-o até a superfície.

Embora apresente algumas características desfavoráveis em relação ao gas lift

contínuo, o BCSS possui uma capacidade de elevação superior a esse método. Em

alguns casos o uso dessas bombas pode aumentar o potencial de produção em até

50%, quando comparado com outros métodos.

Esse sistema evoluiu bastante, criando condições seguras e eficientes de operação

em locais e aplicações cada vez mais desafiadoras, como em águas profundas e

para óleos pesados. Inicialmente foram desenvolvidos BCSS de alta potência e alta

confiabilidade, porém outras alternativas foram desenvolvidas para que o BCSS

ficasse fora do poço, facilitando, assim, uma futura intervenção, pois não seria

necessário uma sonda de completação para intervir no poço, que tem um custo

15 muito elevado, necessitando apenas um barco de apoio, que poderia retirar essa

bomba facilmente, com apoio de um Remotely Operated Vehicle (ROV).

Outra tecnologia desenvolvida é que o poço também poderia ser completado com

uma coluna para elevação por gas lift. Assim, caso o BCSS apresentasse

problemas, poderia utilizar o gas lift contínuo como método alternativo de elevação

artificial, minimizando assim as perdas de produção.

E nesse contexto o Campo de Jubarte foi escolhido para teste de novas tecnologias,

entre elas o BCSS de alta potência e alta confiabilidade e o Alojador de Bomba no

Leito Marinho (ABLM) com o Módulo de Bombeio (MOBO), que são objeto de estudo

desse trabalho.

1.1 OBJETIVOS

1.1.1 Objetivo Geral

O objetivo geral desse trabalho é apresentar a tecnologia conhecida como Bombeio

Centrífugo Submerso Submarino (BCSS), suas aplicações, suas características, seu

dimensionamento, suas partes integrantes e os novos sistemas desenvolvidos pela

Petrobras que estão sendo testados atualmente.

1.1.2 Objetivo Específico

O objetivo específico proposto neste trabalho é mostrar os diferentes modelos de

sistema de bombeio submarino aplicados no Campo de Jubarte, sistemas esses

conhecidos como BCSS de alta potência e alta confiabilidade, instalado no poço 7-

JUB-06 HA e o Alojador de Bomba no Leito Marinho (ABLM) com o Módulo de

Bombeio (MOBO), utilizado no poço 7-JUB-02 HPA, comparando-os em termos de

seu desempenho.

16 1.2 JUSTIFICATIVA

O grande desafio, atualmente, para a elevação artificial do Campo de Jubarte é

produzir óleo pesado em águas profundas. Assim, após estudos e simulações

verificou-se que os métodos por bombeamento são os mais eficientes. Desse modo

será estudada a utilização do BCSS convencional e a disponibilidade da tecnologia

de BCSS a jusante da ANM com os seguintes objetivos:

• Reduzir o tempo de interrupção da produção por falha ou substituição de

BCSS;

• Evitar trabalhos de workover no poço;

• Poder produzir por gas lift contínuo enquanto se aguarda recurso para

substituição da BCSS;

• Evitar o uso de sondas;

• Maximizar a produção do óleo pesado, característico deste Campo.

Assim, a realização desses estudos sobre o BCSS pode agregar valor a essa

escolha e confirmar sua viabilidade técnica e econômica perante os métodos

convencionais utilizados, como o gas lift contínuo.

1.3 METODOLOGIA

A metodologia empregada neste trabalho é a descrição do desenvolvimento do

Campo de Jubarte e das tecnologias empregadas na elevação do petróleo produzido

nesse Campo, que vai desde os primeiros conceitos até a melhor configuração do

método de elevação artificial, conhecido como Bombeio Centrífugo Submerso

Submarino, utilizando técnicas inovadoras, softwares e grande conhecimento do

corpo técnico da Petrobras no assunto.

Referencial Teórico: pesquisa de bibliografia sobre o Campo de Jubarte e o BCSS

em publicações como livros, artigos técnicos e também utilização de softwares;

17 Conceituação do Problema: verificação de cenários e da respectiva aplicabilidade da

solução;

Desenvolvimento Técnico: confirmação da viabilidade técnica e eficiência do BCSS

em comparação a outros métodos de elevação artificial; apresentação das

características e partes integrantes do BCSS dentro do poço e à jusante da ANM;

apresentação das alternativas desenvolvidas na busca da melhor concepção do

método e comparativo das vantagens e desvantagem desse sistema no

desenvolvimento do Campo de Jubarte;

Conclusão: baseada nos resultados e técnicas empregadas;

Redação da Monografia: formatação no padrão de Trabalho de Conclusão de Curso

do curso de Engenharia de Petróleo proposto pelo Centro Universitário Vila Velha.

1.4 ESTRUTURA DO TRABALHO

Neste primeiro capítulo é apresentado o método de elevação artificial conhecido

como BCSS empregado pela Petrobras em poços submarinos, as evoluções desse

método e a escolha do Campo de Jubarte para teste de novas tecnologias. São

apresentados, também, os objetivos, a justificativa, a metodologia e a estrutura do

trabalho.

No capítulo 2 é feita uma revisão bibliográfica a respeito do tema desse trabalho,

apresentando como cada autor contribuiu para a realização do mesmo.

No capítulo seguinte é mostrado o referencial teórico que serviu como base da

monografia, apresentando desde os conceitos iniciais da elevação do petróleo até as

características do BCSS e do gas lift contínuo.

No capítulo 4 é apresentado o desenvolvimento do Campo de Jubarte, nele são

mostradas todas as etapas do projeto bem como as características de cada uma

dessas fases.

18 Nos capítulos 5 e 6, são apresentados, respectivamente, os componentes da BCSS

convencional e do ABLM e MOBO, ressaltando as características técnicas e

construtivas desses sistemas.

No estudo de caso do capítulo 7, serão demonstradas as simulações realizadas no

simulador PIPESIM® em que foi feita uma comparação entre o gas lift contínuo, o

BCSS convencional instalado no poço e o BCSS a jusante da ANM.

Concluindo o trabalho, o capítulo 8 apresenta as conclusões e recomendações

pertinentes aos sistemas demonstrados.

Por último é apresentado um glossário onde constam os termos apresentados na

monografia.

19 2 REVISÃO BIBLIOGRÁFICA

Santos (2005), em sua monografia apresentou os conceitos básicos da elevação

artificial e descreveu todo o sistema de BCS, demonstrou entre outros o principio de

funcionamento, aplicação e principais equipamentos desse sistema.

Vogel (1968), em seu artigo modelou as curvas de IPR, através das equações

utilizadas em estudos de fluxo no meio poroso.

Nascimento (2005), em sua dissertação propôs um simulador computacional para

poços de petróleo com trajetória vertical, equipados com elevação artificial por

bombeio mecânico (BM). Esse simulador é capaz de representar o comportamento

dinâmico de sistemas de BM e avaliar numericamente diversos parâmetros

relevantes ao mesmo, permitindo a fácil visualização de diversos fenômenos

pertinentes ao processo. Desse modo colaborou com as curvas de IPR e TPR e

conceituou o AOFP (Absolute Open Flow Potential).

Thomas (2004), em seu livro define os fatores para a melhor escolha de um método

de elevação artificial. Conceitua o método conhecido como gas lift contínuo e

apresenta os detalhes construtivos do BCSS.

Ribeiro et al (2005), em seu trabalho descreveram o desenvolvimento da tecnologia

do BCSS. Apresentaram os diversos desafios técnicos que foram superados e o

status do desenvolvimento dessa tecnologia, como ela está sendo usada em poços

cada vez mais profundos, equipamentos mais potentes, alta RGO e MTBF maiores,

para óleos pesados.

Economides; Watters & Norman (1998), apresentaram na sua literatura os diversos

tipos de completação para poços equipados com sistemas de elevação artificial,

entre eles o BCSS, definindo assim os locais de instalação do equipamento e como

cada local influencia na eficiência do método.

20 Bezerra et al (2004), em seu trabalho descreveram por inteiro o processo de

descoberta, teste, avaliação e definição da estratégia de desenvolvimento do Campo

de Jubarte. Dando ênfase ao uso da tecnologia que proporcionou a produção do

óleo mais pesado em águas profundas no Brasil.

Daher Jr et al (2007), descreveram em detalhes a tecnologia identificada e as

soluções de trabalho para construir um sistema de produção para produzir óleo

pesado em águas profundas e ultra-profundas, possibilitando um negócio de

sucesso.

Fukai et al (2007), no seu artigo descreveram as principais modificações e

adaptações feitas na P-34 para prepará-la para os novos desafios de tratamento do

óleo pesado produzido no Campo de Jubarte.

Colodette et al (2007), apresentaram em seu trabalho uma revisão sobre a elevação

artificial, a garantia de escoamento e aspectos enfrentados pela Petrobras na

explotação do óleo pesado do Campo de Jubarte, a partir da Fase Piloto.

Detalharam todos os desafios enfrentados e inovações propostas e implementadas

para a Fase 1 do desenvolvimento do Campo, e também as expectativas dos poços

para a Fase 2.

Rodrigues et al (2005), apresentaram o desenvolvimento do método conhecido como

BCSS em Alojador de Bomba no Leito Marinho (ABLM) com Módulo de Bombeio

(MOBO), onde o conjunto de BCSS foi instalado fora do poço, no leito marinho.

Apresentaram também outras concepções de BCSS no leito marinho que foram

testadas e que vem sendo desenvolvidas pela Petrobras.

Lorensini (2007), em sua monografia, apresentou as duas alternativas testadas pela

Petrobras no Módulo 2 do Campo de Golfinho, localizado no estado do Espírito

Santo. A primeira foi a instalação da BCSS integrada a um Módulo de Bombeio

(MOBO) em um furo revestido no leito marinho e a segunda foi a utilização do BCSS

montado em um skid (S-BCSS), também no leito marinho. Foram apresentadas as

21 características de projeto e instalação do MOBO de Golfinho, ressaltando as

modificações sofridas em relação ao MOBO instalado no campo de Jubarte.

22 3 REFERENCIAL TEÓRICO

O fluxo na produção de petróleo, como será tratado neste trabalho envolve,

basicamente, quatro etapas distintas, sendo elas:

• Recuperação: representa o fluxo do fluido presente no reservatório até

o interior do poço. Essa etapa está relacionada com as características do

reservatório, como porosidade, permeabilidade, e do óleo, como viscosidade,

densidade, etc.

• Elevação: representa o fluxo ascendente do fluido do poço, desde os

canhoneados até o fundo do mar (cabeça do poço). As características dessa

etapa são tubulação fortemente inclinada, maior gasto de energia para

deslocamento vertical e baixa troca térmica.

• Coleta: representa o fluxo do fluido desde o fundo do mar até o

separador da plataforma, que se localiza próximo à superfície. As

características dessa etapa são maior gasto de energia por atrito no trecho

horizontal e troca térmica alta.

• Exportação: representa o fluxo da plataforma até o navio aliviador ou

até um terminal de recebimento de óleo e/ou gás, através de um oleoduto ou

gasoduto, conforme o caso. As características dessa etapa são fluxo

monofásico e escoamento em redes.

A Figura 1 mostra cada uma destas etapas.

23

Figura 1 - Etapas do Fluxo na Produção de Petróleo.

Fonte: Santos (2005)

3.1 FLUXO NO MEIO POROSO

O fluxo no meio poroso é influenciado pelo diferencial de pressão (∆P) entre a

pressão estática (Pe) e a pressão de fundo em fluxo (Pwf). Assim, ∆P = (Pe – Pwf).

O ∆P é importante para a vazão de produção (Q), pois a mesma é obtida através

desse diferencial de pressão, multiplicado pelo índice de produtividade (IP), definida

pela Equação 1.

)( PwfPeIPQ −⋅= (1)

Onde:

Q = Vazão de produção (m³/h)

IP = Índice de produtividade ((std m³/d)/(kgf/cm²))

Pe = Pressão estática do reservatório (kgf/cm²)

Pwf = Pressão de fluxo no fundo de poço (kgf/cm²) (SANTOS, 2005)

24 O IP (índice de produtividade), diferentemente das outras variáveis, possui um valor

constante para cada poço e é influenciado pelas características da rocha e do fluido

que será escoado. O IP é a grandeza que representa a qualidade do reservatório e

do fluido em questão. Desse modo é possível comparar a “capacidade” de produção

de um poço pelo seu IP, pois um poço de IP alto tem melhores características de

fluido e/ou melhores características de rocha e se for submetido à um mesmo

diferencial de pressão que um poço de IP baixo, apresentará uma vazão maior.

(SANTOS, 2005)

3.2 PRESSÃO DISPONÍVEL

A pressão disponível, como o próprio nome diz, é a pressão resultante de um

sistema depois de terem sido descontadas as perdas de carga de um ponto

qualquer até outro.

A Inflow Performance Relationship (IPR) é a pressão disponível no poço na

profundidade do canhoneado, e representa o comportamento de um reservatório ao

produzir o óleo através do poço. Para ocorrer o escoamento do fluido do reservatório

para o poço é necessário um diferencial de pressão (∆P). Para um reservatório

heterogêneo a IPR pode diferir de um poço para outro. A curva de IPR é definida

geralmente no gráfico da vazão na superfície contra a pressão de fluxo no

canhoneado (Pwf). Este gráfico é muito útil para estimar o IP do poço, para projetar

o diâmetro das tubulações, e para escolher um método de elevação artificial mais

adequado a essas características. (LYONS; PLISGA, 2005)

A curva de IPR é linear (Equação 2) para valores de Pwf maiores que a pressão de

saturação (Psat), e para valores de Pwf menores que Psat (Equação 3), ela é

aproximadamente uma parábola, modelada por Vogel (1968).

As Figuras 2 e 3 mostram as curvas de IPR para os casos acima.

25

IP

QPePwf −= (2)

Figura 2 - Curva de IPR para o modelo linear.

Fonte: Nascimento (2005)

O AOFP (Absolute Open Flow Potential) é o ponto onde as curvas de IPR

interceptam o eixo de vazão. Este ponto representa a máxima vazão teórica do

reservatório para pressão de fluxo zero. Porém, esta vazão não é alcançada, pois na

prática não é possível reduzir a pressão de fluxo no fundo a zero. (NASCIMENTO,

2005)

²8,02,01

⋅−

⋅−=

e

w

e

wf

P

P

P

P

AOFP

Q (3)

26

Figura 3 - Curva de IPR para o modelo de Vogel.


3.3 PRESSÃO REQUERIDA

A pressão requerida é a pressão necessária para vencer todas as perdas de carga

de um ponto qualquer até outro.

A Tubing Performance Relationship (TPR) é a pressão requerida no poço na

profundidade do canhoneado e pode ser definida como o comportamento do poço

em relação ao fornecimento de pressão aos fluidos do reservatório à superfície. A

curva da TPR é conseguida através de um gráfico da vazão contra a pressão de

fluxo. Para uma pressão especificada da cabeça do poço, as curvas de TPR variam

com o diâmetro da tubulação. Também, para um dimensional dado da tubulação, as

curvas variam com pressão da cabeça de poço. (LYONS; PLISGA, 2005)

As curvas de pressão requerida (TPR) são usadas para determinar a capacidade de

produção do poço. Plotando a IPR e a TPR no mesmo gráfico, um índice de

produção máxima estabilizada pode ser estimada. Desse modo, o maior diâmetro da

coluna e a maior vazão podem ser obtidos. Porém existe um diâmetro crítico que

27 limita esse índice, diminuindo uniformemente a capacidade do poço. Com os dados

do tamanho da coluna, é possível achar a menor pressão de cabeça de poço para

um mais alto índice de produção. (LYONS; PLISGA, 2005)

A Figura 4 apresenta o comportamento da curva TPR em relação à IPR, traçadas

para a profundidade do reservatório (canhoneado). Quando as duas curvas se

cruzam o poço é surgente e produz à vazão obtida por essa intercessão.

Figura 4 - Combinação entre a curva de IPR e a curva de TPR.


3.4 ELEVAÇÃO

Geralmente, no início da vida produtiva do poço, a pressão do reservatório é

elevada, possibilitando que os fluidos alcancem a superfície sem auxílio de qualquer

método artificial. São conhecidos como poços surgentes ou que produzem por

elevação natural.

Quando a pressão do reservatório não é mais suficiente para elevar os fluidos do

fundo do poço até a superfície, tem-se a necessidade de fornecer energia (pressão)

ou diminuir as perdas de carga. Assim utilizam-se equipamentos específicos para

28 fornecer essa energia. Essa definição é conhecida como elevação artificial. A

elevação artificial pode ser utilizada também para maximizar a produção, mesmo

quando esta é viável naturalmente.

A elevação artificial tem, basicamente, dois métodos, sendo eles por bombeamento

ou pneumático.

• Bombeamento: quando se utiliza algum tipo de bombeio para fornecer

uma redução da pressão de fundo para a elevação do fluido até a superfície.

São exemplos desse método o Bombeio Mecânico (BM), Bombeio por

Cavidades Progressivas (BCP) e Bombeio Centrífugo Submerso (BCS).

• Pneumáticos: quando se utiliza a injeção de gás em algum ponto da

coluna de produção com a finalidade de diminuir a densidade dos fluidos,

diminuindo assim as perdas de carga deste até a superfície causada pela

coluna hidrostática. Como exemplo tem-se o Gas lift Contínuo (GLC).

A seleção do melhor método de elevação artificial para um determinado poço ou campo depende de vários fatores. Os principais a serem considerados são: número de poços, diâmetro do revestimento, produção de areia, razão gás-líquido, vazão, profundidade do reservatório, viscosidade dos fluidos, mecanismo de produção do reservatório, disponibilidade de energia, acesso aos poços, distância dos poços às estações ou plataformas de produção, equipamento disponível, pessoal treinado, investimento, custo operacional, segurança, entre outros. (THOMAS, 2004, p.209)

Todos os métodos possuem vantagens e desvantagens, assim é necessário um

conhecimento de todos eles para ser feita uma escolha correta. Dos métodos acima

os mais utilizados para poços offshore são o gas lift e o BCS.

29 3.5 BOMBEIO CENTRÍFUGO SUBMERSO - BCS

3.5.1 Histórico

Historicamente, a utilização do primeiro motor elétrico em conjunto com uma bomba

centrífuga submersa foi feita em 1916, onde o fluido bombeado foi a água. No ano

de 1926, a Phillips Petroleum desenvolveu o BCS para utilização em poços de

petróleo. (SANTOS, 2005)

Desde o início o BCS era utilizado para a produção em poços com completação

seca, a maioria em terra, pois apresentavam menores custos de intervenção.

Atualmente está sendo utilizada uma nova concepção do sistema, que consiste no

BCS com completação molhada, ou seja, a árvore de natal não está mais na

plataforma e sim no leito marinho, e muitas vezes a quilômetros de distância da

unidade produtora. Esse novo conceito foi chamado de BCSS (Bombeio Centrífugo

Submerso Submarino). Porém, os custos e riscos envolvidos ainda são muito altos

tornando o método, assim em alguns casos, inviável economicamente. Um indicador

importante para medição desses custos é o Mean Time Between Failures (MTBF),

que consiste no tempo médio decorrido desde o momento de entrada em operação

até o momento em que ocorre uma falha, que na média mundial é de

aproximadamente dois anos.

Desse modo, a Petrobras instalou pela primeira vez na história da indústria do

petróleo uma bomba centrífuga submersa num poço submarino, em outubro de 1994

no poço RJS-211 do Campo de Carapeba. Esse sistema que foi instalado a 86 m de

lamina d’água e a 500 m da plataforma fixa de Carapeba 1, operou continuamente

por dois anos e dez meses sem necessidade de manutenção. (RIBEIRO et al, 2005)

Após a operação com sucesso desse sistema, a Petrobras decidiu traçar um novo

alvo para essa tecnologia, que seria a produção em águas profundas e com grandes

distâncias entre o poço e a plataforma. Em junho de 1998, teve início a operação do

poço RJS-477, que foi o primeiro BCSS em um poço de águas profundas. O mesmo

estava localizado no Campo de Albacora Leste numa profundidade de 1109 m e foi

30 interligado à plataforma P-25. Esse sistema foi tirado de operação após operar por

três anos e meio ininterruptamente. (RIBEIRO et al, 2005)

A Figura 5 mostra o esquema do poço RJS-221 e da Plataforma Fixa de Carapeba.

Figura 5 - Esquema do poço RJS-211.

Fonte: Ribeiro et al (2005)

Para melhorar os índices de MTBF e diminuir, assim, o risco de perda de produção

devido à parada do equipamento, a Petrobras desenvolveu várias pesquisas para

que o BCSS ficasse fora do poço. Desse modo as alternativas foram as seguintes: a

primeira delas foi a instalação de um BCSS acoplado ao conjunto BAP/ANM, sendo

o BCSS instalado sobre a BAP; a segunda alternativa estudada foi instalar uma

bomba multifásica com um comprimento de 6 m, também acoplada à BAP; uma

terceira alternativa estudada foi a instalação de módulos de BCSS sobre uma base

metálica (skid); e a quarta foi a instalação de um módulo de BCSS em alojador. Tal

módulo é instalado dentro de uma estaca oca que pode ser cravada por gravidade,

por perfuração ou jateamento. (RODRIGUES et al, 2005)

31 Dessas tecnologias a que foi mais adequada foi a utilização do BCSS em Alojador

no Leito Marinho, devido às características que serão apresentadas no decorrer

desse trabalho, como redução de custos com workover e utilização de conjuntos de

maiores diâmetros sem necessidade de aumento no diâmetro do poço. Outras,

porém, não foram abandonadas, apenas estão em estudo de viabilidade técnico-

econômica.

3.5.2 O Sistema BCS

O sistema de Bombeio Centrífugo Submerso (BCS) é composto do motor elétrico, o

qual recebe o suprimento de energia através de um cabo elétrico e que aciona o

eixo da bomba; da seção do selo (ou protetor) evita a contaminação do motor pelo

fluido do poço; da admissão que é por onde entra o fluido para a bomba, podendo

ser intake1 ou separador de gás, dependendo da situação individual do poço; de um

cabo elétrico; de um transformador e um quadro de comando; e da bomba

propriamente dita. Vários acessórios também integram o sistema BCS. (SANTOS,

2005)

A Figura 6 mostra um poço terrestre equipado com BCS.

1 Intake ou admissão da bomba trata-se da entrada do fluido na bomba, e está localizado na parte inferior da mesma.

32

Figura 6 - Sistema BCS completo montado em um poço com completação seca.

Fonte: Thomas (2004)

Uma das características do BCS é a grande faixa (range) de operação, que vai

desde poucos barris por dia até grandes vazões que podem chegar a dezenas de

milhares de barris por dia. O uso de variadores de freqüência possibilita essa grande

variação. A quantidade de água não influencia no bombeio, sendo que, na presença

de fluidos agressivos, outros materiais resistentes são utilizados. Um dos cuidados a

serem tomados é em relação a presença de areia, pois a mesma pode diminuir a

vida útil dos equipamentos devido a abrasividade. (BRADLEY, 1992)

A Figura 7 mostra os principais componentes do sistema BCS.

33

MOTOR PROTETOR SEPARADOR BOMBA

Figura 7 - Principais componentes de um BCS.


3.5.3 Aplicações

O BCS pode ser usado em poços verticais, direcionais ou horizontais. O seu

posicionamento vai depender do tipo de poço. Assim, entre as opções, três

configurações são possíveis:

1) BCS na seção vertical de um poço (horizontal, direcional ou vertical);

2) BCS no rathole do poço horizontal;

3) BCS na seção tangente do poço horizontal. (ECONOMIDES;

WATTERS; NORMAN, 1998)

As Figuras 8, 9 e 10 mostram as três configurações de completação para o BCS.

34

Figura 8 - BCS na seção vertical de um poço horizontal.

Fonte: Economides; Watters; Norman (1998)

Figura 9 - BCS no rathole do poço horizontal.


35

Figura 10 - BCS na seção tangente do poço horizontal.


O Bombeio Centrífugo Submerso era utilizado para poços com altas vazões, sob a

influência de influxo de água ou recuperação secundária pela injeção de água.

Assim eles possuíam alta razão água-óleo (RAO) e baixa razão gás-líquido (RGL).

Atualmente, os poços com alta Razão Gás-Líquido, que possuem fluidos com alta

viscosidade e altas temperaturas estão sendo produzidos economicamente por esse

método de bombeio. Apesar disso, é necessária atenção com a RGL, pois há risco

de cavitação das bombas centrífugas.(THOMAS, 2004)

A utilização de gravel pack ou filtro de areia é recomendado caso o poço produza

fluido com estes minerais, devido ao fato dessa condição ser contra-indicada para

esse método, pois provoca falhas prematuras na bomba. (SANTOS, 2005)

36 3.5.4 Princípio de Funcionamento

Igualmente, como nos outros métodos de elevação artificial, o objetivo do conjunto

de fundo é complementar a energia do reservatório, para produzir os fluidos do

fundo do poço na vazão desejada até as facilidades de produção na superfície.

(THOMAS, 2004)

O princípio de funcionamento do BCS instalado no poço baseia-se na utilização da

energia elétrica que é transmitida para o fundo do poço através de um cabo elétrico.

Neste local, a energia elétrica é transformada em energia mecânica por um motor de

sub-superfície, o qual está acoplado à bomba centrifuga. Esta transmite a energia

para o fluido sob a forma de pressão, elevando-o para a superfície. (SANTOS, 2005)

Atualmente está sendo utilizado o BCSS fora do poço. Neste caso o poço produz

com a energia do reservatório até a ANM, a partir de onde o fluido pode ser

bombeado no MOBO instalado no alojador ou ainda no BCSS instalado no skid. O

princípio de funcionamento do BCSS nesses casos é o mesmo do BCSS instalado

no poço.

As Figuras 11 e 12 mostram de forma gráfica o princípio do método, onde a pressão

cai de forma aproximadamente linear até encontrar a bomba, quando, então, sofre

um incremento que permite seu escoamento até atingir a plataforma à pressão de

separação (Psep). A variação da pressão é mais sensível nos trechos com maior

inclinação (coluna do poço e riser).

37

Figura 11 - Princípio do método BCSS instalado no poço.


Figura 12 - Princípio do método BCSS Instalado fora do poço.


No caso do BCSS instalado fora do poço, pode-se atingir uma pressão abaixo da

pressão de saturação (Psat), nesse caso ocorrerá um fluxo multifásico o que pode

ocasionar uma grande quantidade de gás livre na admissão da bomba, causando a

cavitação. Já no caso do BCSS instalado no fundo do poço, dependendo do local

onde a bomba for instalada, pode-se ter quantidades de gás livre diferentes. Assim

38 quanto mais próximo do fundo do poço a bomba for colocada, maior a pressão na

admissão e, portanto, menor o volume de gás livre. Entretanto, maior será a

temperatura e os comprimentos de cabo e coluna de produção. (SANTOS, 2005)

Como comparativo do princípio de funcionamento da elevação artificial utilizando o

BCSS a Figura 13 mostra graficamente o princípio de funcionamento do gas lift.

Figura 13 - Princípio de funcionamento do método gas lift.


3.5.5 Vantagens e Desvantagens do Método

O BCS possui algumas características que tornam o método mais vantajoso em

relação a outras tecnologias, porém outros fatores são considerados como

desvantagens. Assim, segundo Santos (2005), podem-se citar:

39 Vantagens:

• Range de vazão bastante flexível;

• Aplicável em poços verticais e horizontais (dogleg < 3º/100 ft para

passagem e < 1º/100 ft para assentamento);

• Aplicável a poços com alta RAO;

• Aplicável a poços profundos;

• Não requer partes móveis na superfície;

• Alta resistência à corrosão;

• Automação, supervisão e controle relativamente simples.

Desvantagens:

• Custo inicial do sistema relativamente alto;

• Operação com teor pequeno de areia;

• Problema com alta razão gás-líquido;

• Problema com alta viscosidade;

• Limitações de temperatura;

• Requer fonte de eletricidade estável e confiável;

• Pouco conhecimento sobre a confiabilidade do fabricante;

• Para poços dotados de ANM convencionais tipo GLL, requer a retirada

de toda coluna de produção para o reparo de qualquer equipamento do

conjunto de fundo.

40 3.6 GAS LIFT CONTÍNUO

O gas lift contínuo trata-se de um método de elevação artificial em que se utiliza o

gás injetado a alta pressão continuamente no interior da coluna de produção com a

finalidade de diminuir a densidade dos fluidos, diminuindo, assim, as perdas de

carga deste até a superfície. O princípio de funcionamento é semelhante à elevação

natural, pois a diminuição das perdas de carga proporcionam que a pressão de

fundo seja suficiente para elevar os fluidos até o separador. (THOMAS, 2004)

O gas lift contínuo possui inúmeras vantagens em relação aos métodos de elevação

artificial que utilizam o bombeamento. É um método que pode ser utilizado em poços

com elevada RGO, onde existe a produção de areia, pode ser utilizado também em

poços desviados e não possui partes móveis que podem ocorrer perdas de eficiência

no decorrer dos anos. Devido à essas características o gas lift contínuo é

considerado como um método simples e bastante eficiente para a elevação artificial

de campos offshore. (ECONOMIDES; WATTERS; NORMAN, 1998)

A completação utilizada para o gas lift contínuo contempla o mandril, que tem a

função de alojar a válvula de injeção de gás, as válvulas propriamente dita, que

podem ser operadas por pressão ou de orifício. Dependendo do tipo de instalação

(aberta, semifechada ou fechada) podem também fazer parte da coluna o packer e a

válvula de pé, na extremidade da coluna de produção. (THOMAS, 2004)

As Figuras 14 e 15 mostram, respectivamente, um exemplo de instalação com o gas

lift contínuo e a válvula de injeção com o mandril.

41

Figura 14 - Instalação com gas lift contínuo.


Figura 15 - Válvula de gas lift com o mandril.


42

4 DESENVOLVIMENTO DO CAMPO DE JUBARTE

O Campo de Jubarte está localizado na parte Norte da Bacia de Campos, a

aproximadamente 77 km do litoral Sul do Estado do Espírito Santo, em lâmina

d’água que varia de 1000 e 1500 metros. (BEZERRA et al, 2004)

A Figura 16 mostra a localização do Campo de Jubarte.

Figura 16 - Localização do Campo de Jubarte.

Fonte: Bezerra et al (2004)

O Campo de Jubarte, que possui reservas de aproximadamente 700 milhões de

barris, foi descoberto em janeiro de 2001 através do poço pioneiro 1-ESS-100, no

antigo bloco exploratório BC-60, possui óleo pesado (17,1º API) e muito viscoso

(3000 cP, a 20 ºC). Os reservatórios produtores do Campo são arenitos turbidíticos

de idade Maastrichtiano Superior, pertencentes à Formação Carapebus (Figura 17).

Esse foi o óleo mais viscoso produzido no Brasil, utilizando-se a completação

molhada. (DAHER Jr et al, 2007)

43

Figura 17 - Seção do Reservatório de Jubarte.

Fonte: Daher Jr et al (2007)

Após os bons resultados do Plano de Avaliação realizado ao longo do ano de 2002,

a Petrobras declarou a comercialidade do Campo e solicitou junto a Agência

Nacional do Petróleo (ANP) a transformação do Teste de Longa Duração (TLD) em

Piloto de Produção, para obtenção de dados mais completa. (COLODETTE et al,

2007)

O Plano de Desenvolvimento (PD) do Campo de Jubarte prevê três fases distintas

de produção, resumidas na Tabela 1.

44

Tabela 1 - Fases do Desenvolvimento do Campo de Jubarte.

DESENVOLVIMENTO DE

JUBARTE

TLD/PILOTO FASE 1 FASE 2

Nº Poços Produtores 1 4 15

Nº Poços Injetores NA NA 7

Contenção de Areia Gravel Pack Gravel Pack Gravel Pack

Trecho horizontal 1070 m (+/-) 1000 m (+/-) 1000 m

Método Elevação Principal BCSS (2) BCSS (2) GLC BCSS

Método Elevação

alternativo

- GLC (2 poços) GLC(até 5

poços)

Configuração (BCSS) Acima da ANM 1 Convencional e

1 em Alojador

Fora do poço

em Alojador

Potência do BCSS 900 HP 1200 HP 1500 HP

Tipo de Unidade de

Produção (UEP)

FPSO DP FPSO Turret FPSO Spread

Mooring

Unidade de Produção Seillean P-34 P-57

Capacidade de

Processamento de Óleo

22.000 bpd 60.000 bpd 180.000 bpd

Capacidade de

Processamento de Líquido

22.000 bbl/d 60.000 bbl/d 300.000 bbl/d

Fonte: Colodette et al (2007)

4.1 TESTE DE LONGA DURAÇÃO E FASE PILOTO

O Teste de Longa Duração (TLD) e a Fase Piloto de Produção iniciados,

respectivamente, em outubro e dezembro de 2002, tendo este último se estendido

até janeiro de 2006, tornaram possível a produção de vazões diárias superiores a

22.000 bbl/dia. A explotação foi feita através do FPSO Seillean, que conta com

sistema de posicionamento dinâmico (DP), onde o navio ficava posicionado

diretamente acima do poço em profundidade d’água de 1323 m, e utilizando como

método de elevação artificial o BCSS. (COLODETTE et al, 2007)

45

Para esse sistema de produção, a principal inovação foi a instalação da bomba centrífuga submersível (BCS), acima da árvore de natal, no interior de uma cápsula de 9.5/8” (47 lb/ft, ID 8,681” ), com 40m de comprimento. A produção era através de uma coluna de Drill Pipe Riser de 6.5/8” (ID 5,625”). O sistema possuía um dispositivo de segurança usado para desconexão de emergência (EDP - Emergency Disconect Package) caso o navio perdesse posicionamento. (COLODETTE et al, 2007, p.2)

Esses testes contribuíram para a obtenção de informações sobre o reservatório,

além de reduzir as incertezas relacionadas ao desempenho do sistema de bombeio

submarino e para a avaliação da eficiência da BCSS, possibilitando um melhor

conhecimento do equipamento e de suas limitações. Essa tecnologia foi escolhida

para as fases posteriores do desenvolvimento do Campo, sendo que, nas Fase 1

(JUB-02) e Fase 2, o conjunto de bombeio será instalado fora do poço, em um ABLM

(Alojador de Bomba no Leito Marinho), a uma distância média de 250 metros do

poço produtor. (COLODETTE et al, 2007)

A Figura 18 mostra o esquema do FPSO Seillean e do BCSS acima da ANM.

Figura 18 - Configuração do Sistema de Produção utilizado no Teste de Longa Duração.


46

O sistema de BCSS que foi instalado era composto por dois motores elétricos de indução em série, com 450HP cada um, dois selos mecânicos de proteção, num total de 6 câmaras, sendo 4 bolsas e 2 labirintos, um manuseador de gás (gas handler), uma bomba centrífuga multi-estágio com 21 estágios, penetradores, cabo elétrico de potência, variador de velocidade (VSD), transformador e um quadro de comando. A entrada para os fluidos (intake) era acoplada ao manuseador de gás.(COLODETTE et al, 2007, p.2)

4.2 FASE 1 - FPSO PRESIDENTE JUSCELINO KUBITSCHEK (P-34)

A Fase 1, cuja explotação está sendo feita através do FPSO P-34, que sofreu

modificações para processar 60.000 barris/dia do óleo pesado de 17º API, de

Jubarte, e ficar ancorado a 1350 m de profundidade, foi planejada para servir como

uma etapa intermediária, onde serão obtidos dados para subsidiar o

desenvolvimento definitivo da concessão. Nessa fase pretende-se avaliar as

incertezas relacionadas ao comportamento do reservatório e a eficiência das

tecnologias de elevação e escoamento, além da antecipação da produção. (DAHER

Jr et al, 2007)

Esta Fase considera a interligação individual de poços satélites produtores ao FPSO

Presidente Juscelino Kubitschek (P-34 – Antigo Prudente de Moraes), sendo que

nesta etapa não haverá a injeção de água no reservatório. (COLODETTE et al,

2007)

A Figura 19 mostra a foto do FPSO Presidente Juscelino Kubitschek.

47

Figura 19 - FPSO Presidente Juscelino Kubitschek.

Fonte: Fukai et al (2007)

A Figura 20 ilustra o posicionamento dos poços da Fase 1 e seu sistema submarino.

Figura 20 - Esquema da Fase 1.


48 Também serão testadas, nessa fase, diferentes tecnologias de elevação, a fim de se

obter informações sobre seu desempenho e para auxiliar na escolha do método mais

adequado para o projeto definitivo. Para tal, serão testados o Bombeio Centrífugo

Submerso Submarino (BCSS) e o Gas lift Contínuo (GLC). Com relação à BCSS

optou-se por avaliar duas configurações distintas: (COLODETTE et al, 2007)

1) Conjunto BCSS montado em Alojador de Bomba no Leito Marinho

(ABLM) para o poço JUB-02; e

2) BCSS instalada da maneira convencional, encapsulada e dentro do

poço produtor para o poço JUB-06.

Em ambas as configurações, numa eventual falha do equipamento, também será

possível operar por meio do gas lift contínuo (GLC). Para isso, os poços foram

equipados com mandril e válvula operadora. (COLODETTE et al, 2007)

Os outros poços da Fase 1 (3-ESS-110 HPA e 7-JUB-04 HP) utilizam o gas lift

contínuo como método de elevação artificial. O projeto considera a utilização de uma

única válvula operadora de orifício e o kick-off através da válvula cross-over

existente no bloco da árvore de natal (ANM). O sistema de compressão da

plataforma foi dimensionado de forma a atender a elevação com 600 000 Nm3/dia (a

20,0°C e 1atm) a uma pressão máxima na descarga, de 150 kgf/cm². Assim, caso

ocorra falha da(s) BCSS(s), a vazão de gás precisará ser dividida entre os poços, ao

menos até a troca do conjunto de fundo. (FUKAI et al, 2007)

Uma outra tecnologia implementada na Fase 1 de Jubarte é a utilização dos

umbilicais elétro-hidráulicos com cabo de potência integrado para os poços com

BCSS, evitando a utilização de mais uma linha por poço, diminuindo assim os custos

com instalação. (DAHER Jr et al, 2007)

Foi definido que a Fase 1 terá um período de convivência com a Fase 2, sendo

desmobilizada assim que os seus poços forem remanejados para a P-57. Este

remanejamento se dará após a interligação do último poço da Fase 2.

49 4.3 FASE 2 - FPSO P-57

A Fase 2 prevê como Sistema de Produção um FPSO (P-57), 15 poços produtores,

sendo os 4 poços da Fase 1 (3-ESS-110HPA, 7-JUB-02HPA, 7-JUB-04HP e 7-JUB-

06HB) aproveitados, sendo remanejados para essa unidade e 7 injetores, todos eles

horizontais e interligados através de linhas singelas. (COLODETTE et al, 2007)

A capacidade máxima de processamento de óleo será de 180.000 bopd e de

manuseio de líquido de 300.000 blpd. Também terá capacidade de compressão de 3

milhões de Std m³/d de gás. O óleo processado na Unidade Estacionária de

Produção (UEP) deverá ser exportado para terra através de navio aliviador. O gás

deverá ser encaminhado via gasoduto de 12” para a Unidade de Tratamento de Gás,

que será construída na região de Anchieta. (DAHER Jr et al, 2007)

A Figura 21 mostra a maquete da P-57.

Figura 21 - Projeto da P-57.

Fonte: Fukai et al (2007)

A Figura 22 apresenta as principais características da Fase 2.

50

Figura 22 - Projeto esquemático da Fase 2.


Nesta fase todos os poços utilizarão como método de elevação artificial, o BCSS

instalado em um Alojador de Bomba no Leito Marinho (ABLM), fora do poço

produtor, a uma distância média de 200 metros da ANM e o gas lift contínuo como

método reserva. Esta tecnologia está sendo avaliada e testada ao longo de todo o

período de produção da P-34, através do poço 7-JUB-02HPA. A potência nominal foi

especificada em 1500 HP e serão utilizadas bombas de grande diâmetro.

(COLODETTE et al, 2007)

A Figura 23 ilustra o Módulo de Bombeio a ser utilizado na P-57

51

Figura 23 - Módulo de Bombeio da P-57.

Fonte: Rodrigues et al (2005)

O Alojador de Bomba no Leito Marinho (ABLM) foi projetado de maneira a permitir o

by-pass do módulo de bombeio por meio do acionamento remoto da válvula

específica para este fim. A atuação desta válvula bloqueia a admissão da bomba,

possibilitando a continuidade da produção por gas lift contínuo em caso de falha

e/ou inoperância da BCSS. É necessário também o acionamento desta válvula para

permitir as operações de passagem de pig. Durante a operação de limpeza, é

obrigatório que o BCSS permaneça desligado. (RODRIGUES et al, 2005)

52 5 BOMBEIO CENTRÍFUGO SUBMERSO SUBMARINO DO POÇO

JUB-06

O projeto de elevação do poço 7-JUB-06HA utiliza o Bombeio Centrífugo Submerso

Submarino (BCSS) instalado da maneira convencional em uma cápsula dentro do

poço produtor. O poço foi equipado também com um mandril e uma válvula

operadora do tipo orifício, com diâmetro de porta 3/8”, que no caso de uma eventual

falha do conjunto de fundo, permitirá a continuidade da operação por meio de gas lift

contínuo (GLC). (COLODETTE et al, 2007)

O JUB-06 está instalado a 1230 m de profundidade e possui como características:

motor de 1200 HP, capacidade de 22.000 bpd, faixa de BSW de 0 a 60%, pressão

de descarga de 278 kgf/cm². Estão sendo utilizados dutos flexíveis de 6” para

produção e 4” para serviço, além de um Umbilical Eletro-Hidráulico (UEH) integrado

com Cabo de Potência (CP) para o controle hidráulico, injeção química e suprimento

de energia para a BCSS. (FUKAI et al, 2007)

O projeto prevê também um acompanhamento e análise de desempenho do método

no decorrer da Fase 1, sendo este acompanhamento feito através das variáveis

medidas pelo sensor de fundo da BCSS, em conjunto com os parâmetros do

variador de freqüência (VSD). (COLODETTE et al, 2007)

A Figura 24 mostra o sistema de bombeio do poço JUB-06.

53

Figura 24 - Sistema BCSS de Alta Potência (1200 HP) e Alta Confiabilidade.


5.1 PRINCIPAIS EQUIPAMENTOS DE SUB-SUPERFÍCIE DO JUB-06

Os diversos equipamentos de sub-superfície que compõem o conjunto de fundo do

BCSS do poço JUB-06 estão montados no interior de uma cápsula (configuração

tubing mounted) no fundo do poço. Os principais equipamentos são: motor, protetor,

separador de gás, bomba e cabos elétricos. Estes dispositivos estão demonstrados

na Figura 25.

54

Figura 25 - Configuração tubing mounted.

Fonte:Ribeiro et al (2005)

5.1.1 Motor

O motor elétrico é o responsável pela movimentação de todo o sistema do bombeio.

O motor instalado no JUB-06 é do tipo trifásico, dipolo, de indução, o qual opera a

uma velocidade de rotação aproximada de 3500 RPM a uma freqüência de 60 Hz,

cujo controle de freqüência para variar a rotação é feito através de um variador de

frequência (VSD). A potência nominal do motor a 60 Hz é de 1200 HP.

Os espaços vazios no interior do motor são preenchidos com óleo mineral dielétrico,

cujas características são a alta resistência elétrica e excelente condutividade

térmica. Este óleo tem por finalidade manter a resistência de isolamento do motor

elevada, equalizar a pressão interna e externa do motor, fazer a lubrificação dos

mancais do motor e promover a refrigeração do rotor, transferindo o calor para o

estator. (LYONS; PLISGA, 2005)

55 Os motores são construídos em quatro diferentes diâmetros (séries) 3,75; 4,56; 5,40

e 7,38 polegadas, no formato de uma carcaça tubular de aço carbono, dentro da

qual existe uma parte estacionária (estator) e uma parte móvel (rotor) montada sobre

um eixo. (SANTOS, 2005)

O estator é constituído por um conjunto de lâminas de ferro-silício vazadas, prensadas entre si, formando canaletas longitudinais por onde passa um conjunto de enrolamentos longitudinais (condutores de cobre). Os espaços vazios no estator são preenchidos com resina epóxi de forma a assegurar uma boa isolação e rigidez ao enrolamento. Este enrolamento por onde circula a corrente primária é conectada a rede de energia através do cabo elétrico. (SANTOS, 2005, p 16) O rotor é composto por barras de cobre curto-circuitadas na extremidade cortando um cilindro oco laminado. Enquanto o estator é único o rotor é composto na verdade de vários pequenos rotores separados por mancais intermediários. Pelo centro dos rotores passa o eixo, que recebe o torque do rotor por meio de uma chaveta. O campo eletromagnético criado pela passagem da corrente elétrica no estator força o rotor a girar. O eixo que está preso ao rotor conecta-se ao eixo do protetor, admissão da bomba e da bomba, constituindo-se num único eixo. (SANTOS, 2005, p 17)

O calor gerado no motor é transferido para o fluido produzido no poço, que passa

pela carcaça do mesmo. Assim, é necessária uma velocidade mínima para que isso

aconteça. Nesse caso, a velocidade deve ser igual ou superior a 1 pé por segundo

(1 ft/s). (BRADLEY, 1992) Porém, no caso do JUB-06, essa velocidade não é

possível de ser alcançada, de maneira que foi instalada uma camisa de refrigeração

(shroud) ao redor do motor, protetor e admissão da bomba.

A construção do motor pode ser uma única seção ou em série (tandem), para

alcançar a potência requerida pela bomba. Os motores são selecionados de acordo

com o máximo diâmetro externo (OD), potência necessária e profundidade do poço.

(LYONS; PLISGA, 2005)

A Figura 26 mostra o esquema do motor do poço JUB-06.

56

Figura 26 - Motor do BCSS do poço JUB-06.


5.1.2 Protetor

A principal função do protetor, também conhecido como selo, é de isolar o óleo do

motor, do fluido do poço, enquanto equaliza as pressões do fundo do poço com a

pressão interna do motor, evitando diferencial de pressão no protetor. Existem dois

tipos de protetor, o selo positivo (bolsa ou fole) e o tipo labirinto. (LYONS; PLISGA,

2005)

O selo positivo é formado por uma bolsa elástica, que cria uma barreira para permitir

a expansão térmica do líquido do motor durante a operação e, ainda, isolar o fluido

do poço do óleo do motor. O tipo labirinto usa a gravidade específica do fluido do

poço em relação ao óleo do motor, para impedir que os dois se misturem.

(BRADLEY, 1992)

Além da função principal o protetor conecta a carcaça da bomba com a carcaça do

motor, interligando também, os eixos dos mesmos; abriga um rolamento de pressão

para absorver a pressão axial do eixo da bomba; permite a expansão térmica do

57 óleo do motor resultante do calor da operação e da contração térmica do óleo do

motor após a parada programada. (LYONS; PLISGA, 2005)

A Figura 27 mostra os tipos de protetor.

Figura 27 - Tipos de protetor do BCSS.

Fonte: Solanki et al (2005)

5.1.3 Intake

Intake ou admissão da bomba trata-se do ponto de entrada do fluido na bomba, e

está localizado na parte inferior da mesma. Existem três tipos de intakes: a admissão

de forma simples (Standard) mostrada na Figura 28, que é utilizada quando o

volume de gás livre na entrada da bomba é pequeno; o separador de gás

estacionário; e o separador de gás centrífugo. (LYONS; PLISGA, 2005)

58

Figura 28 - Intake Standard.


O separador do tipo estático (Figura 29) induz a separação do gás invertendo o

sentido de fluxo do fluido. Na entrada, a reversão do sentido de fluxo do fluido

provoca uma pressão mais baixa que permite que o gás se separe. O gás separado

se move para cima e sai pelos orifícios para o anular. O líquido, que contem, ainda,

algum gás, entra no separador e move-se para a parte de baixo. O líquido é

direcionado para o primeiro estágio da bomba para ser bombeado. A eficiência

desse tipo de separador é baixa. (BRADLEY, 1992)

Figura 29 - Separador de gás estacionário.


59 O separador centrífugo (Figura 30), como o próprio nome diz, utiliza a força

centrífuga para separar partículas de densidades diferentes. Quando o fluido entra

no separador, ele é submetido à ação de uma força centrífuga, gerada por um

impelidor. A fase líquida por ser mais pesada, devido a sua maior densidade, é

forçada para a periferia da carcaça do separador e o gás, por ser mais leve, sobe

pelo centro, próximo ao eixo. O gás sai na parte superior através de uma abertura

próxima ao centro, para o anular. O líquido também sai pela parte superior, porém

em uma outra saída próxima à carcaça que leva para o primeiro estágio da bomba.

Esse separador possui uma excelente eficiência, podendo chegar a até 90 a 95% de

separação do gás livre, nas condições de admissão da bomba. (SANTOS, 2005)

Figura 30 - Separador de gás centrífugo.


Nos poços JUB-06 e JUB-02 são utilizados manuseadores de gás que tornam o

fluido mais homogêneo, evitando assim que somente gás livre entre na bomba. Esta

solução permite manusear fluidos com até 35 a 40% de gás livre, a depender do

modelo, minimizando o efeito do gás no rendimento da bomba. A Figura 31

demonstra os manuseadores semelhantes aos usados nos poços no Campo de

Jubarte. (LORENSINI, 2007)

60

Figura 31 - Manuseadores da BCSS do Campo de Golfinho.

Fonte: Lorensini (2007)

5.1.4 Bomba Centrífuga de Múltiplos Estágios

O BCSS utiliza uma bomba centrífuga de múltiplos estágios, sendo que cada estágio

é formado pelo conjunto impelidor (ou impulsor) e difusor. O impelidor é fixo ao eixo

e gira na mesma rotação do motor. A força centrífuga faz com que o líquido se mova

do centro do impelidor para fora, fornecendo assim energia cinética (velocidade) ao

líquido. O difusor é estacionário, e sua função é redirecionar o fluxo de um impulsor

a outro transformando energia cinética em pressão. (LYONS; PLISGA, 2005)

A bomba é dimensionada levando-se em conta a forma e o tamanho do impelidor e

do difusor, que determina a vazão a ser bombeada, já o número de estágios

determina a sua capacidade de elevação ou head. Assim, é determinada a

quantidade de estágios necessária para que se forneça a pressão requerida até a

superfície. (THOMAS, 2004)

A Figura 32 mostra o desenho de um par de estágios de uma bomba centrífuga.

61

Figura 32 - Estágios de um bomba centrífuga.


As características das bombas como o intervalo recomendado da vazão, head,

eficiência da bomba em função da vazão, freqüência e potência necessária do motor

em função da vazão, são demonstradas através de curvas características ou curvas

de performance (Figura 33). Para um correto funcionamento a bomba só deve

operar nesse intervalo considerado. Essas curvas são fornecidas por cada fabricante

e consideram o bombeio de água. Assim, devem sofrer correções quando aplicadas

a fluidos com outros valores de densidade e viscosidade. (THOMAS, 2004)

62

Figura 33 - Curva de performance de uma bomba de BCS.


O comprimento final da bomba é determinado pelo número de estágios, porém,

existe um limite de cerca de 8 metros em cada carcaça, para não dificultar o

manuseio. Assim, caso seja necessário um número de estágios maior, associa-se

duas ou mais bombas em série (tandem). Usualmente, são utilizadas, no máximo,

três bombas em tandem. (SANTOS, 2005)

O gás livre na entrada é um limitante das bombas centrífugas. Desta forma, o limite

máximo de gás na bomba varia de 10 a 25% em relação ao volume total do fluido

bombeado. Caso os valores ultrapassem esses limites deve-se utilizar separadores

de gás ou então aprofundar a bomba para aumentar a pressão de sucção. A

eficiência da bomba situa-se entre 50 e 70%, esse valor é informado nas curvas

fornecidas pelos fabricantes. (SANTOS, 2005)

63 5.1.5 Cabeça de Descarga

A cabeça de descarga é um adaptador para a conexão da BCSS na coluna de

produção. Esse adaptador é necessário, pois a extremidade da coluna de produção

é rosqueável e todos os componentes da BCSS são flangeados. (LORENSINI, 2007)

A Figura 34 mostra um conjunto de cabeças de descarga similares à que é utilizada

no poço JUB-06.

Figura 34 - Cabeças de descarga das BCSS do Campo de Golfinho.


5.1.6 Cabo Elétrico

O cabo elétrico é do tipo trifásico e tem a função de levar energia elétrica até o motor

do BCSS. Existem duas configurações: cabo redondo que é utilizado em toda

extensão, à exceção do trecho a partir da cabeça de descarga até o motor, onde o

espaço anular entre o conjunto de fundo e o revestimento ou cápsula, em geral, não

permite a passagem do cabo redondo. Nesse caso utiliza-se o cabo chato. (LYONS;

PLISGA, 2005)

As principais partes do cabo elétrico segundo Santos (2005) são:

64

• Condutores: O cabo elétrico possui três condutores, normalmente, de

cobre, isolados e enrolados em espiral. Os condutores podem ser sólidos,

trançados ou trançados e compactados. A escolha é função da profundidade

do poço, temperatura e “amperagem” do motor;

• Isolamento: É a camada que envolve os condutores, o material pode

ser de dois tipos: teflon (termofixo) que resiste a temperaturas de até 96ºC ou

EPDM (termoplástico) que suporta temperaturas bem mais altas;

• Fitas de Proteção: São fitas encontradas entre o isolamento primário e

a jaqueta, podendo ser de teflon ou chumbo, sendo que a barreira de chumbo

é indicada para poços com altas concentrações de gás;

• Jaqueta: Tem a função de dar o formato e proteção ao cabo e

proporciona um isolamento adicional secundário. É usualmente constituída do

mesmo material de que é feito o isolamento;

• Armadura: Protege o cabo contra danos mecânicos durante a

instalação, é construída de fita metálica intertravada confeccionada em aço

galvanizado, monel ou aço inox.

A Figura 35 mostra os dois tipos de cabo utilizados em aplicações com BCS/BCSS.

Figura 35 - Exemplos de cabo elétrico.


65 Nos poços JUB-06 e JUB-02 estão sendo utilizados um umbilical eletro-hidráulico

com cabo de potência integrado (Figura 36). Estes dois umbilicais foram

desenvolvidos, um pela Prysmian e outro pela Marine. Esse umbilical é responsável

pela transmissão de comandos hidráulicos, levar a energia até a BCSS, além de

permitir a transmissão de sinais do sensor de fundo. (COLODETTE et al, 2007)

Figura 36 - Seção transversal do UEH integrado com CP da PRYSMIAN.


No caso do JUB-06, foram empregados acessórios especiais de completação para

prevenir risco de danos ao cabo. Assim, segundo Colodette et al (2007), pode-se

destacar:

• Mandril especial de gas lift com proteção para o cabo de potência e

que permite orientação;

• União Ajustável com função de swivel para permitir os ajustes

necessários de extensão e a rotação da coluna de produção com o conjunto

(BCSS) já instalado na coluna. (Figura 37);

• DHSV com proteção para passagem de cabos (Figura 38).

66

Figura 37 - União ajustável (swivel).


Figura 38 - DHSV com proteção para cabo.


A Figura 39 mostra o conjunto de fundo completo, do BCSS.

67

Figura 39 - Conjunto de fundo do BCSS.

Fonte: Solanki et al (2005)

5.1.7 Outros Componentes de Sub-superfície

Outros equipamentos também foram instalados na sub-superfície do JUB-06, entre

eles, segundo Santos (2005), pode-se citar:

• Conectores elétricos: conhecidos como penetradores, são conectores

especiais que têm a função de transpor obstáculos ou barreiras físicas sem

comprometer a segurança dos mesmos, garantindo a integridade e a

continuidade elétrica do sistema;

• Abraçadeiras (Cintas e Clamps) para o Cabo Elétrico: têm a função de

fixação do cabo aos tubos;

68

• Check valve: válvula que tem a função de impedir o fluxo no sentido

descendente;

• Packer: têm a função de vedação do espaço anular, entre o

revestimento e a coluna de produção;

• Sensores de pressão e temperatura de fundo: equipamentos

eletrônicos usados para fazer o acompanhamento operacional do conjunto.

Eles são colocados abaixo do motor e permitem a aquisição de dados

referente ao funcionamento do mesmo.

5.2 EQUIPAMENTOS DE SUPERFÍCIE

Além dos equipamentos instalados na sub-superfície, existem ainda os

equipamentos que são instalados na plataforma. Esses equipamentos são de

fundamental importância para todo o sistema BCSS.

Os principais equipamentos de superfície são: transformador, variador de frequência,

quadro de comandos, caixa de ventilação e cabeça de produção. Existem outros

equipamentos que podem ser instalados (válvula de retenção, válvula de drenagem,

etc). Essa instalação dependerá das características do poço. (THOMAS, 2004)

5.2.1 Transformador

A função do transformador é transformar a tensão gerada na plataforma (460 Volts)

na tensão nominal do motor elétrico do BCSS, acrescida das perdas dos cabos

elétricos. No JUB-06, assim como em outras instalações offshore, foi utilizado um

transformador trifásico a seco (sem óleo para refrigeração). (THOMAS, 2004)

69 5.2.2 Variador de Frequência

O variador de frequência ou Variable Speed Drive (VSD), possui três funções

básicas: modifica a velocidade do BCSS, protege os componentes do conjunto de

fundo e possibilita uma “partida suave” de todo o sistema BCSS. (BRADLEY, 1992)

A freqüência gerada na plataforma é de 60 Hz, assim, com o uso de um VSD é

possível modificar esse valor. A velocidade de um motor de indução é proporcional à

freqüência, desse modo se a freqüência de alimentação do motor for variada, sua

velocidade também estará sendo variada, com isso a capacidade de todo o sistema

BCSS também estará sendo modificada. (SANTOS, 2005)

O uso do VSD possui vantagens e desvantagens, assim, segundo Santos (2005),

podem-se citar:

Vantagens:

• Possibilita maior flexibilidade operacional e otimização da produção;

• Reduz a corrente de partida, possibilitando uma partida suave,

resultando assim em menores desgastes mecânicos e térmicos nos

enrolamentos do motor;

• Otimiza o consumo de energia.

Desvantagens:

• Maior custo inicial, com a aquisição do VSD;

• Introduz perdas elétricas no sistema;

• É necessário um espaço na plataforma para instalação;

• Necessita refrigeração;

• Reduz o fator de potência e aumenta a temperatura no motor.

70 5.2.3 Caixa de Junção

A caixa de junção conecta o cabo elétrico vindo do quadro de comando ao cabo

elétrico do poço. Possui a função de ventilar o gás que possa migrar pelo interior do

cabo elétrico, evitando assim que o mesmo chegue ao quadro de comando, local

onde pode causar uma explosão, devido à ocorrência de centelhas. (LYONS;

PLISGA, 2005)

A caixa de junção mostrada na Figura 40 permite ainda medições das condições de

isolamento e continuidade do cabo elétrico.

Figura 40 - Caixa de junção da BCSS.


5.2.4 Quadro de Comandos

O quadro de comandos tem as funções de controle e proteção do sistema elétrico do

conjunto de BCSS, sendo especificado em função da tensão e corrente de trabalho.

(BRADLEY, 1992)

O quadro de comandos é construído de forma a resistir a intempéries e está dividido

em dois compartimentos: de média e baixa tensão. Os principais dispositivos são:

chave liga/desliga do conjunto de fundo, amperímetro registrador, relés de

sobrecarga e subcarga e temporizador. (THOMAS, 2004)

71 6 ALOJADOR DE BOMBA NO LEITO MARINHO COM MÓDULO DE

BOMBEIO DO POÇO JUB-02

O método de elevação artificial escolhido para o poço JUB-02 foi o Bombeio

Centrífugo Submerso Submarino montado em Alojador de Bomba no Leito Marinho

(ABLM), contando ainda com o gas lift contínuo como método reserva. O ABLM é

composto de uma Base Adaptadora de Bombeio (BAB) e um Módulo de Bombeio

(MOBO) montados em um furo revestido afastado pouco mais de 200 m do poço

produtor, conforme visto na Figura 41, que também mostra a configuração da

interligação do poço/BCSS. (COLODETTE et al, 2007)

ABLMABLM

POÇO

PRODUTOR

POÇO

PRODUTOR

ANM GLLBAB

JUB-2HP

P-34

ABLMABLM

POÇO

PRODUTOR

POÇO

PRODUTOR

ANM GLLBAB

JUB-2HP

P-34

Figura 41 - Poço JUB-02.


A grande inovação desse sistema é a instalação e recuperação do MOBO no fundo

do mar sem necessidade de uma intervenção no poço produtor com retirada da

coluna. Existe ainda a possibilidade dessa instalação e recuperação serem

executadas através de cabo sem necessidade do uso de embarcação dotada de

sonda. A maior vantagem obtida com esse tipo de sistema é a redução dos custos

com workover. Uma outra vantagem do ABLM é que o mesmo viabiliza o uso de

conjuntos de fundo de maior potência e maior diâmetro, sem a necessidade de

aumentar o diâmetro de poço. A utilização de operação a cabo está ainda em fase

72 de estudo de viabilidade. (RODRIGUES et al, 2005)

A Figura 42 mostra os detalhes de montagem do Alojador.

Figura 42 - Detalhes de Montagem do Alojador (ALBM).


6.1 BASE ADAPTADORA DE BOMBEIO

A principal função da Base Adaptadora de Bombeio (BAB) é alojar o Módulo de

Bombeio (MOBO) através do funil guia central sendo responsável, também, por

todas as ligações entre ANM x MOBO e MOBO x FPSO. (LORENSINI, 2007)

A BAB do JUB-02 possui quatro hubs para inteligação dos Módulos de Conexão

Vertical (MCV), sendo um de importação de fluidos produzidos do poço, um de

exportação de fluidos produzidos para a Unidade Estacionaria de Produção (UEP),

um módulo de chegada do umbilical e um módulo do umbilical para interligação com

a ANM do poço, além de um mandril para conexão com o módulo de bombeio.

73 Possui painel de ROV com as interfaces para acionamento das válvulas de by pass

e de isolamento, bem como os hot stabs e válvula direcional para atuação dos

mordentes (dogs) de travamento da base. (RODRIGUES et al, 2005)

As Figura 43 e 44 mostram, respectivamente, um desenho da BAB do JUB-02 e a

BAB propriamente dita.

Figura 43 - Desenho da Base Adaptadora de Bombeio (BAB).


74

Figura 44 - Base Adaptadora de Bombeio (BAB).


A BAB foi construída de forma a possibilitar a passagem de pig e a continuidade da

produção através do gas lift no interior do poço. Para isso a mesma possui 3

válvulas que servem como um by-pass. A válvula de passagem de pig, propriamente

dita, possui atuador hidráulico para acionamento remoto e um sistema para

compensação. As outras duas válvulas para bloqueio das saídas de sucção e

descarga da bomba são operadas somente por ROV. (RODRIGUES et al, 2005)

A Figura 45 mostra o esquema das válvulas da ANM/MOBO que são utilizadas na

passagem de pig.

75

Figura 45 - Esquema das válvulas da ANM/MOBO.

6.2 MÓDULO DE BOMBEIO

O MOBO foi construído de modo a permitir o by-pass da bomba por meio do

acionamento remoto da válvula específica para esse fim, com o objetivo de manter a

produção durante manutenção da bomba ou passagem de pig. Esta válvula opera,

normalmente fechada. Esse projeto foi conduzido através de um Acordo de

Cooperação Tecnológica (ACT) e o JUB-02 está servindo como teste dessa

tecnologia. (COLODETTE et al, 2007)

A composição do MOBO, segundo Lorensini (2007), é a seguinte:

• Conjunto Superior do Módulo - Possibilita a conexão das linhas de

entrada e saída de produção à BCSS;

• Alojador do Suspensor da Bomba - Responsável por alojar o suspensor

da bomba;

• Suspensor da Bomba - Mantém a BCSS suspensa e promove a

vedação metal-metal do anular da Bomba com a Cápsula do MOBO;

• Cápsula da Bomba - A cápsula tem como função alojar a BCSS.

76 O Módulo de Bombeio (Figura 46) foi projetado para a pressão de trabalho de 3000

psi. O diâmetro externo do módulo é de 16 ¾”. É instalado por coluna de drill pipe,

possui um painel de ROV com as interfaces para travamento, destravamento e hot

stab para teste de vedação de anéis. A conexão entre a parte superior do módulo

com o corpo é feita através de um conector tipo “Speed Lock”. (RODRIGUES et al,

2005)

Figura 46 - Conjunto Módulo de Bombeio e base.


6.3 BOMBA CENTRÍFUGA SUBMERSA SUBMARINA

Como já foi dito, a função da bomba centrífuga é fornecer energia para elevar os

fluidos produzidos até a plataforma. Os detalhes construtivos da BCSS instalada no

MOBO do JUB-02 são os mesmos da que foi instalada no JUB-06, sendo apenas o

local de instalação diferente, pois não é instalada no fundo do poço, e sim, no

Módulo de Bombeio.

77 Os principais componentes da BCSS do JUB-02 (Figura 47) são:

• Motor;

• Protetor;

• Intake / Manuseador de Gás;

• Bomba Centrífuga de Múltiplos Estágios;

• Camisa de refrigeração;

• Sensores;

• Cabo Elétrico.

Figura 47 - Principais componentes da BCSS do JUB-02.


Suspensor da Bomba

Sensor de Descarga

União Ajustável

Sensor de Admissão

Bomba Superior

Cabeça de Descarga

Bomba Inferior

Admissão / Manuseador de Gás

Selo Superior

Selo Inferior

Motor inferior

Motor Superior

Camisa de Refrigeração

Cabo Elétrico

78 7 ESTUDO DE CASO

Para esse estudo de caso foi criado um poço fictício, aqui chamado P-1, com

características semelhantes a de campos offshore de óleo pesado. Essas

características estão demonstradas na Tabela 2. As simulações foram feitas no

simulador PIPESIM®, que se trata de simulador de fluxo permanente multifásico,

empregado mundialmente na modelagem de sistemas de produção de óleo e gás,

fornecido pela empresa Schlumberger. Para o tratamento das informações obtidas

das simulações, utilizou-se o programa Microsoft Excel®.

As premissas adotadas foram as seguintes:

• Poço empregando gas lift como método de elevação artificial;

• Poço empregando BCSS convencional instalado no fundo do poço;

• Poço empregando BCSS fora do poço, instalado a jusante da ANM.

A produção do poço P-1 foi avaliada para os métodos de elevação escolhidos

variando o BSW (Basic Sediments and Water) da seguinte forma: 0%, 10%, 30%,

50% e 60%.

79

Tabela 2 - Dados do poço fictício P-1.

Dados do Poço P-1

ID (OD) Revestimento de Produção 12,375" (13 5/8") Pressão de Saturação 170 kgf/cm²

350 cP a 50°C Profundidade vertical (a partir do fundo do mar) 2650 m Viscosidade do Óleo

morto 1400 cP a 30°C

Profundidade de água na ANM 1300 m Profundidade de água

na plataforma 1300 m

Distância plataforma ao poço 4 km Pressão estática na

profundidade de interesse 270 kgf/cm² Coluna de produção 7”OD (6,366”ID)

Temperatura na profundidade de interesse 70°C Diâmetro linha de

produção 6”ID

Índice de Produtividade (IP) 50 m³/d/bar

Densidade da água 1,09

Profundida vertical de assentamento da bomba

2100 m

API do óleo 17

Densidade do gás 0,66 Pressão de Injeção de Operação 150 kgf/cm²

BSW 0 a 60 % Vazão de gás de injeção 200 M sm³/d

RGO 40 m³/m³ Temperatura de injeção na superfície 45ºC

Pressão de chegada na Plataforma 15 kgf/cm²

Profundida vertical da válvula de gas lift 1900 m

A Figura 48 mostra o gráfico do modelo IPR linear para o poço P-1, obtido através

do simulador PIPESIM®.

Figura 48 - IPR do poço P-1.

80 7.1 DESCRIÇÃO DOS SISTEMAS DE PRODUÇÃO

Os três poços considerados nas simulações possuem características construtivas

idênticas, diferenciando apenas no sistema de elevação artificial utilizado. Desse

modo, a comparação entre eles será realizada em termos da vazão que cada

método é capaz de fornecer e como o BSW influencia cada um deles.

7.1.1 Poço com Gas Lift

A simulação considerou a válvula de injeção de gas lift instalada a 1900 m, pressão

de injeção de 150,0 kgf/cm², vazão de 200.000 Sm³/d e 45 ºC. A Figura 49 mostra a

configuração do poço utilizando o gas lift, conforme “montado” no software

PIPESIM®.

Figura 49 - Poço P-1 com gas lift.

81 A Tabela 3 mostra os resultados das simulações para esse método.

Tabela 3 - Resultados das simulações para o gas lift.

Poço P-1 ÍNDICE DE PRODUTIVIDADE= 50

(sm³/d/bar) Gas lift

BSW (%)

VAZÃO DE LÍQUIDO STANDARD (stb/d) 0 14.461,13 10 13.895,73 30 11.913,35 50 6.654,83 60 3.856,21

O BSW, como foi dito anteriormente, influencia muito na elevação por gas lift. O

gráfico da Figura 50 demonstra essa influência.

Figura 50 - Influência do BSW na produção por gas lift.

82 7.1.2 BCSS Instalado no Fundo do Poço

Para essas simulações foi considerado como método de elevação artificial o BCSS

instalado convencionalmente no fundo do poço. Para isso, a bomba escolhida foi do

fabricante Centrilift, com seu modelo IB700, com 24 estágios e freqüência nominal

de 60 Hz. A bomba foi instalada a 2100 m. As curvas-tipo dessa bomba seguem na

Figura 51 obtida pelo software PIPESIM®.

Figura 51 - Curvas-tipo da bomba utilizada.

A Figura 52 mostra a configuração do poço utilizando o BCSS convencional.

83

Figura 52 - Poço P-1 com BCSS instalado no fundo do poço.

A Tabela 4 e a Figura 53 demonstram os valores de produção para as faixas de

freqüência e BSW estudadas.

Tabela 4 - Produção do P- 1 com BCSS convencional.

BCSS Instalado no Fundo do Poço BSW (%)

0 10 30 50 60 f (Hz) VAZÃO DE LÍQUIDO STANDARD (stb/d)

40 15.955,78 15.350,68 12.619,00 7.768,22 5.580,62 45 17.242,49 16.714,75 14.705,27 9.897,40 7.604,46 50 18.630,07 18.151,75 16.875,66 12.127,68 9.706,87 55 20.092,97 19.650,95 18.947,34 14.499,65 11.923,73 60 21.669,08 21.250,43 20.882,02 16.971,67 14.272,35 65 23.368,64 22.981,99 22.708,13 19.487,87 16.706,49

84

PRODUÇÃO DE LÍQUIDO vs FREQUÊNCIA- BCSS

0

2.500

5.000

7.500

10.000

12.500

15.000

17.500

20.000

22.500

25.000

40 45 50 55 60 65

FREQUÊNCIA (Hz)

VA

ZÃ

O D

E L

ÍQU

IDO

(st

b/d

)

BSW 0% BSW 10% BSW 30% BSW 50% BSW 60%

Figura 53 - Produção do poço P-1 com o BCSS convencional.

7.1.3 BCSS Instalado Fora do Poço

A realização dessas simulações considerou como BCSS o mesmo modelo utilizado

no BCSS convencional, porém o mesmo sendo instalado fora do poço, a uma

distância de 250m da ANM, no leito marinho. A Figura 54 mostra a configuração de

construção do poço.

85

Figura 54 - Poço P- 1 com BCSS instalado fora do poço.

A Tabela 5 e a Figura 55 demonstram os valores de produção do poço para as

faixas de freqüência de operação do BCSS e BSW estudadas.

Tabela 5 - Produção do P-1 com o BCSS instalado fora do poço.

BCSS Instalado Fora do Poço BSW (%)

0 10 30 50 60 f (Hz) VAZÃO DE LÍQUIDO STANDARD (stb/d)

40 15.443,26 14.833,51 12.115,59 7.371,40 5.277,16 45 16.545,29 16.046,85 13.924,50 9.295,49 7.140,30 50 17.671,69 17.236,18 15.742,92 11.274,88 9.021,55 55 18.834,94 18.429,22 17.469,24 13.255,20 10.948,52 60 20.032,70 19.644,09 19.082,24 15.218,77 12.870,33 65 21.243,77 20.868,29 20.559,52 17.166,06 14.771,35

86

PRODUÇÃO DE LÍQUIDO vs FREQUÊNCIA- BCSS Fora do Poço

0

2.500

5.000

7.500

10.000

12.500

15.000

17.500

20.000

22.500

40 45 50 55 60 65

FREQUÊNCIA (Hz)

VA

ZÃ

O D

E L

ÍQU

IDO

(st

b/d

)

BSW 0% BSW 10% BSW 30% BSW 50% BSW 60%

Figura 55 - Produção do poço P-1 com o BCSS instalado fora do poço.

7.1.4 Análise dos Resultados

A Tabela 6 mostra os resultados finais comparando os métodos de elevação

artificial. Para isso, foi considerado para a produção das configurações que usam o

BCSS a freqüência nominal de 60 Hz.

Tabela 6 - Comparativo das produções dos métodos de elevação artificial.

Poço P-1 ÍNDICE DE PRODUTIVIDADE= 50 (sm³/d/bar)

Gás-lift BCSS Convencional (60Hz)

BCSS Fora do Poço (60 Hz)

BSW (%)

VAZÃO DE LÍQUIDO STANDARD (stb/d) 0 14.461,13 21.669,08 20.032,70 10 13.895,73 21.250,43 19.644,09 30 11.913,35 20.882,02 19.082,24 50 6.654,83 16.971,67 15.218,77 60 3.856,21 14.272,35 12.870,33

A Figura 56 demonstra, de forma gráfica, esses resultados, obtidos para efeito de

comparação.

87

PRODUÇÃO DE LÍQUIDO vs BSW

0

2.500

5.000

7.500

10.000

12.500

15.000

17.500

20.000

22.500

0 10 20 30 40 50 60

BSW (%)

VA

ZÃ

O D

E L

ÍQU

IDO

(st

b/d

)

Gás-lift BCSS BCSS Fora do Poço

Figura 56 - Gráfico com as produções de líquido dos métodos estudados.

O princípio de funcionamento de cada método como já foi dito anteriormente é

diferente, assim, as Figuras 57, 58 e 59 demonstram graficamente o comportamento

de cada um desses métodos em relação ao incremento da pressão e/ou evolução da

perda de carga, durante a elevação.

Figura 57 - Perfil de pressão do gas lift.

88

Figura 58 - Perfil de pressão do BCSS instalado no poço.

Figura 59 - Perfil de pressão do BCSS instalado fora do poço.

Após os resultados, conclui-se que, para as condições apresentadas no trabalho, os

métodos por bombeamento são os mais eficientes quando comparados com o gas

lift. Essa eficiência é maior quando os fluidos a serem produzidos apresentam maior

viscosidade, menores grau API, reduzida RGO e quando se espera um

89 comportamento de crescimento rápido para o BSW. Cabe salientar que

completações submarinas para poços de gas lift considerando válvulas de orifício,

apresentam alta confiabilidade, sendo algo favorável ao emprego de tal método.

Devido às características do gas lift e da limitação de pressão e vazão de gás da

plataforma, a produção não foi viável a partir do BSW de 50%. O BCSS

convencional instalado no poço apresentou uma produção maior que o BCSS

instalado fora do poço devido ao fato do mesmo ser instalado a uma profundidade e

pressão maiores, assim as condições de operação são melhores. Com isso a

presença de gás livre é menor e a eficiência do bombeio é maior. Porém, devido às

características já apresentadas, como redução de gastos na intervenção dos poços

com a instalação do BCSS fora do poço, pode-se concluir simplificadamente que

essa metodologia apresenta vantagens econômicas frente aos outros métodos para

o campo fictício estudado.

Ressalta-se, é claro, que cada campo possui particularidades que devem ser

levadas em conta no momento da escolha de um método de elevação artificial.

Assim, um estudo detalhado deve ser feito antes de se definir qual é o melhor

método. Outro fator a ser mencionado é que esse estudo levou em consideração

apenas o BSW para comparação entre os métodos de elevação artificial, porém

outros fatores podem influenciar em cada um desses métodos, por exemplo, o

comportamento da pressão estática do reservatório com o tempo de produção.

Se a pressão no ponto da BCSS<Psat ou RGO alto, este cenário tende a se inverter,

pois a eficiência do Bombeio Centrífugo fica comprometida.

Para uma avaliação completa deve-se considerar os custos de investimento e

operacionais extras para o uso de BCSS, custos com intervenção, intervalo e

duração destas.

90 8 CONCLUSÃO

O gas lift certamente, é o método de elevação artificial mais confiável para a

produção offshore, porém como foi demonstrado, os métodos por bombeamento

estão cada vez mais eficientes e duráveis, e, devido às características das novas

descobertas brasileiras, que estão em águas cada vez mais profundas e são

compostas por óleos mais pesados, essa opção está se tornando mais atrativa.

As vantagens do BCSS, como foi comprovado, garantem altos retornos. E apesar de

apresentarem grandes custos para a instalação, a produção antecipada que esses

métodos proporcionam faz com que esses custos sejam diluídos rapidamente.

Devido a algumas características construtivas, como grande diâmetro de

revestimento e poços inclinados que acabam restringindo a instalação em alguns

casos do BCSS convencional, o BCSS instalado a jusante da ANM é mais indicado

para operação. Além do ABLM e o MOBO, outras soluções também podem ser

viáveis, entre elas o S-BCSS e o Bombeio Multifásico. Desse modo, a Petrobras vem

se destacando cada vez mais no cenário mundial em relação ao desenvolvimento de

novas tecnologias, devido a pesquisas realizadas pelo CENPES e pela área de E&P,

demonstrando assim o alto conhecimento técnico de sua força de trabalho.

Apesar do Campo de Jubarte servir como laboratório dessas tecnologias, outros

campos já estão desfrutando dos benefícios introduzidos pelas novas tecnologias de

bombeamento. Um exemplo é o Campo de Golfinho, também no Espírito Santo,

onde o desenvolvimento do Módulo 2 prevê a utilização do BCSS instalado no

MOBO como método de elevação artificial.

Os fatos aqui analisados demonstram a intenção da Petrobras em empregar, cada

vez mais, o BCSS em campos offshore.

91 8.1 SUGESTÕES PARA TRABALHOS FUTUROS

Como sugestões para estudos futuros, seguem abaixo alguns assuntos:

• Análise econômica das alternativas propostas;

• Estudo da instalação do MOBO;

• Confiabilidade e impactos na análise econômica;

• Cálculo de MTBF;

• Acompanhamento da produção dos poços com esse método de

elevação artificial;

• Métodos desenvolvidos para substituir o BCSS do fundo do poço.

92 9 REFERÊNCIAS

BEZERRA, M.F.C.; PEDROSO Jr, C.; PINTO. A.C.C.; BRUHN, C.H.L.: “The

Appraisal and Development Plan for the Heavy Oil Jubarte Field, Deepwater

Campos Basin, Brazil”, Artigo OTC 16301 apresentado no Offshore Technology

Conference (OTC), Houston, May 2004.

BRADLEY, H.B.: “Petroleum Engineering Handbook”. 3 rd ed. Texas: Society of

Petroleum Engineers, 1992.

COLODETTE, G.; PEREIRA, C.A.G.; SIQUEIRA, C.A.M.; RIBEIRO, G.A.S.M.;

RODRIGUES, R.; MATOS, J.S.; RIBEIRO, M.P.: “The New Deepwater Oil and Gas

Province in Brazil: Flow Assurance and Artificial Lifting– Innovations for

Jubarte Heavy Oil”, Artigo OTC 19083 apresentado no Offshore Technology

Conference (OTC), Houston, May 2007.

DAHER Jr, B.; SIQUEIRA, C.A.M.; NASCIMENTO, I.; PINTO, I.A.; FARIAS, J.B.;

VIEIRA, R.A.B.: “Jubarte Field-Development Strategy”, Artigo OTC 19088

apresentado no Offshore Technology Conference (OTC), Houston, May 2007.

ECONOMIDES, M.J.; WATTERS, L.T.; NORMAN, S.D.: ”Petroleum Well

Construction. Londres: John Wiley & Sons, 1998.

FUKAI, A; ALBERTO, C.; OLIVEIRA, F.; MACHADO, F.B.; DADALTO, M.A.;

SANTOS, R.B.: “A Vessel Created for Innovations”, Artigo OTC 19084


LORENSINI, R. V.: “Bombeio Submarino no Campo de Golfinho”. 2007. 39 f.

Trabalho de Conclusão de Curso (Especialização em Engenharia de Petróleo)–

Escola Politécnica da Universidade Federal da Bahia. Salvador, 2007.

LYONS, W. C.; PLISGA, G.J.: “Standard Handbook of Petroleum & Natural Gas

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93 NASCIMENTO, J. M. A.: “Simulador Computacional para Poços de Petróleo com

Método de Elevação Artificial por Bombeio Mecânico”. 2005. 114 p. Dissertação

(Mestrado em Automação e Sistemas)- Centro de Tecnologia, Universidade Federal

do Rio Grande do Norte, Natal, 2005.

RIBEIRO, M. P.; OLIVEIRA, P.S.; MATOS, J.S.; SILVA, J.E.M.: “Field Applications

of Subsea Electrical Submersible Pumps in Brazil”, Artigo OTC 17415


RODRIGUES, R.; SOARES, R.; MATOS, J.S.; PEREIRA, C.A.G.; RIBEIRO, G.S.: “A

New Approach for Subsea Boosting - Pumping Module on the Seabed”, Artigo

OTC 17398 apresentado no Offshore Technology Conference (OTC), Houston, May

2005.

SANTOS, A. A.: “Bombeio Centrífugo Submerso – BCS”. 2005. 43 p. Trabalho de

Conclusão de Curso (Especialização em Sistemas Offshore)- Universidade Federal

do Rio de Janeiro-COPPE/UFRJ. Rio de Janeiro, 2005.

SCHLUMBERGER. PipeSIM: Fundamentals Training and Exercise Guide -

Version 2007.1, Schlumberger, 2007.

SOLANKI, S.; KARPUK, B.; BOWMAN, R.; ROWATT, B.: “Steam Assisted Gravity

Drainage with Electric Submersible Pumping Systems”. Artigo apresentado no

Society of Petroleum Engineers - Gulf Coast Section Electric Submersible Pump

Workshop, Houston, April 2005.

THOMAS, J. E.: “Fundamentos de Engenharia de Petróleo”. 2. ed. Rio de

Janeiro: Interciência, 2004.

VOGEL, J. V.: “Inflow Performance Relationships for Solution-Gas Drive Wells”,

Artigo SPE 1476 do Journal of Petroleum Technology, January, 1968, páginas 83 a

92.

94 GLOSSÁRIO

1-ESS-100: Código de identificação do poço, significando, 1-Poço pioneiro, ESS-

Espírito Santo Submarino, 100- Centésimo poço.

7-JUB-02 HPA: 7-Poço de desenvolvimento, JUB- Campo de Jubarte, HPA- Poço

Horizontal Partilhado

7-JUB-06 HA: 7-Poço de desenvolvimento, JUB-Campo de Jubarte, HA- Poço

Horizontal

Agência Nacional do Petróleo (ANP): Órgão regulador do setor de petróleo e gás

natural no Brasil.

ANM convencional tipo GLL (Guide Line Less): Árvore de Natal Molhada

conectada sem cabo guia.

Arenitos turbidíticos: Tipo de rocha reservatório formada pela deposição de

sedimentos.

Árvore de Natal Molhada (ANM): Conjunto de válvulas, colocado sobre o solo

oceânico. Controla a pressão e vazão de um poço submarino.

Base Adaptadora de Produção (BAP): Conjunto que suporta as linhas de

escoamento e de controle.

Barril: Unidade de volume equivalente a 158,98 litros.

Bloco: Parte de uma bacia sedimentar, formada por um prisma vertical de

profundidade indeterminada, com superfície poligonal definida pelas coordenadas

geográficas de seus vértices, onde são desenvolvidas atividades de exploração ou

produção de petróleo e gás natural.

Bombeio de Cavidades Progressivas (BCP): Método de elevação artificial em que

a transferência de energia ao fluido é feita através de uma bomba de cavidades

progressivas.

Bombeio Mecânico: É um método de elevação artificial em que uma unidade de

bombeamento é instalada na superfície, próximo à cabeça do poço, com uma bomba

alternativa, no fundo do poço, para elevar o petróleo até a superfície.

BSW (Basic Sediments and Water): É uma indicação da contaminação existente

no óleo em termos de sedimentos básicos (usualmente areia) e água.

By Pass: Tubulação ou conexão de desvio

Campo de óleo: Área geográfica, na superfície, correspondente à projeção dos

reservatórios de óleo.

95 Choke: Válvula de obturação utilizada no controle do escoamento de fluidos.

Completação de poços: Ao completar o poço para a produção, é preciso revesti-lo

com tubos de aço. Coloca-se em torno dele uma camada de cimento, para impedir a

penetração de fluidos indesejáveis e o desmoronamento de suas paredes. A

operação seguinte é o canhoneio: um canhão especial desce pelo interior do

revestimento e, acionado da superfície, provoca perfurações no aço e no cimento,

abrindo furos nas zonas portadoras de óleo ou gás, permitindo o escoamento

desses fluidos para o interior do poço. Outra tubulação, de menor diâmetro (coluna

de produção), é introduzida no poço para conduzir os fluidos até a superfície.

Instala-se na boca do poço um conjunto de válvulas conhecido como Árvore de

Natal para controlar a produção.

Completação Molhada: Neste caso os poços de completação molhada estão

completamente submergidos, e a cabeça de poço e sua árvore de natal estão

localizadas no fundo do mar. Este tipo de poço normalmente é perfurado e

completado por uma sonda flutuante utilizando-se de técnicas de perfuração e

completação submarina.

Completação Seca: Diz-se que um poço é de completação seca se a cabeça de

poço e a árvore de natal estão acima da superfície do mar, estes tipos de poços

permitem que sua intervenção seja feita por meio de uma sonda de superfície

instalada na própria plataforma produtora. Esta tecnologia durante anos foi a única

que permitia a produção de poços de petróleo localizados no mar.

DHSV (Down Hole Safety Valve): Válvula de segurança de sub-superfície –

utilizadas em “completação” de poços no mar e instaladas na coluna de produção

(roscadas na coluna ou insertáveis, essas instaladas por operação de arame após a

descida da coluna) aproximadamente a 30 metros abaixo do fundo do mar (sea

bed). Tal válvula tem a função de fechar o poço em caso de emergência. Contém

uma mola que tende a fechá-la, sendo permanentemente mantida aberta através de

pressurização de uma linha de controle hidráulica conectada à superfície. Havendo

despressurização dessa linha, a válvula se fecha.

Dogleg: Taxa de ganho de inclinação do poço.

Drill Pipe: Tubulação utilizada na perfuração de um poço de petróleo.

E&P: Exploração e Produção de petróleo e gás natural.

96 Floating, Production, Storage & Offloading (FPSO): Unidade flutuante de

produção, armazenamento e transferência de petróleo construída a partir de um

navio.

Fluxo Permanente: No fluxo permanente temos uma alimentação externa com

vazão qw constante, e uma produção também com vazão qw constante. A vazão é

constante tanto no tempo como no espaço

FPSO com sistema de posicionamento dinâmico (DP): Onde o navio ficava

posicionado diretamente acima do poço

FPSO Spread Mooring: Este tipo de amarração é a mais utilizada por plataformas

semi-submersíveis em operações de perfuração e produção. Suas linhas de

ancoragem se encontram distribuídas em torno da embarcação tornando-se capaz

de resistir a carregamentos ambientais. Assim a unidade flutuante poderá resistir às

cargas ambientais independentemente das direções de atuação.

Gás Natural: Todo hidrocarboneto ou mistura de hidrocarbonetos que permaneça

em estado gasoso nas condições atmosféricas normais, extraído diretamente a partir

de reservatórios petrolíferos ou gaseíferos, incluindo gases úmidos, secos, residuais

e gases raros.

Gas lift Contínuo (GLC): É similar à elevação natural. Baseia-se na injeção

contínua de gás a alta pressão na coluna de produção com o objetivo de gaseificar o

fluido desde o ponto de injeção até a superfície.

Gas lift Intermitente (GLI): Baseia-se no deslocamento de golfadas de fluido para a

superfície através da injeção de gás a alta pressão na base das golfadas. Esta

injeção de gás possui tempos bem definidos e, normalmente, é controlada na

superfície por um intermitor de ciclo e uma válvula controladora.

Grau API do American Petroleum Institute (ºAPI): Forma de expressar a

densidade relativa de um óleo ou derivado. A escala API, medida em graus, varia

inversamente à densidade relativa, isto é, quanto maior a densidade relativa, menor

o grau API. O grau API é maior quando o petróleo é mais leve. Petróleos com grau

API maior que 30 são considerados leves; entre 22 e 30 graus API, são médios;

abaixo de 22 graus API, são pesados; com grau API igual ou inferior a 10, são

petróleos extrapesados. Quanto maior o grau API, maior o valor do petróleo no

mercado.

97 Gravel Pack: Trata-se de uma tela metálica que reveste o poço de exploração e

funciona como uma espécie de filtro, impedindo que a areia se misture ao óleo

extraído.

Hot stabs: Interface de duas vias padronizada normalmente empregada nos

equipamentos submarinos para atuação hidráulica, teste (seal test, estanqueidade) e

atuação para travamento e destravametno de conectores via ROV ou umbilical.

Índice de Produtividade (IP): Ele caracteriza a capacidade de fluxo do poço.

Kick off : O processo de retirada do fluido de amortecimento através da injeção de

gás do espaço anular para a coluna.

Lâmina d'água: Distância entre a superfície da água e o fundo do mar.

Maastrichniano Superior: Maastrichtiano é a idade da época Cretácea Superior do

período Cretáceo da era Mesozóica do éon Fanerozóico que está compreendida

entre 70 milhões e 600 mil e 65 milhões e 500 mil anos atrás, aproximadamente. A

idade Maastrichtiana sucede a idade Campaniana de sua época e precede a idade

Daniana da época Paleocena do período Paleogeno da era Cenozóica de seu éon.

Mandril de gas lift: É um componente da coluna de produção que serve para alojar

as válvulas, as quais através de operações à cabo podem ser assentadas e

retiradas; essas válvulas propiciam a injeção de gás do espaço anular para o interior

da coluna de produção.

Manifold de Injeção: Equipamento que têm como principal função distribuir os

fluidos de injeção, usualmente água, em um conjunto de poços de injeção. Tal

equipamento é usualmente encontrado nos sistemas de produção terrestres,

marítimos (plataformas e embarcações) e, nos sistemas submarinos onde fica

instalado no leito oceânico.

Manifold de Produção: Equipamento que têm como principal função reunir, de

forma equilibrada e controlada, a produção de vários poços em apenas uma única

tubulação de produção. Tal equipamento é usualmente encontrado nos sistemas de

produção terrestres, marítimos (plataformas e embarcações) e, nos sistemas

submarinos onde fica instalado no leito oceânico.

Navio aliviador: É um petroleiro que atraca na popa da FPSO para receber petróleo

que foi armazenado em seus tanques e transportá-lo para terra.

Navio-sonda: Navio dotado de equipamentos que permitem a perfuração ou a

completação de um poço submarino.

98 Offshore: Localizado ou operado no mar.

Onshore: Localizado ou operado em terra.

Packer de produção (obturador de produção): Promove a vedação do espaço

anular, entre o revestimento e a coluna de produção na profundidade em que é

instalado. O uso desse dispositivo objetiva: proteger o revestimento (na região acima

da instalação) contra pressões elevadas e/ou fluidos corrosivos; possibilitar a injeção

de gás no espaço anular, no caso de elevação artificial por gas lift; e, permitir a

produção seletiva de várias zonas de produção através de uma única coluna.

Petróleo Parafínico: Petróleo com elevada composição de hidrocarbonetos

parafínicos.

Petróleo: Mistura constituída predominantemente de hidrocarbonetos, que ocorre na

natureza nos estados sólido, líquido e gasoso.

Pig: Dispositivo que é inserido no interior de uma tubulação, usualmente com o

objetivo de remover depósitos indesejados e existentes nas paredes da mesma. A

denominação de tal dispositivo acredita-se seja um anagrama e resultante das

palavras pipeline inspection gauge que identificavam a função inicialmente buscada

para tal dispositivo.

Pig lift: O método de elevação artificial denominado PIG LIFT consiste em elevar a

produção de um poço até a superfície utilizando a injeção de gás comprimido

através de uma coluna dupla em forma de U, tendo em sua extremidade inferior uma

válvula de retenção e em seu interior uma esfera esponjosa que se movimenta de

um lado para o outro dentro da coluna. O gás é injetado em um dos lados e o

retorno da produção se dá do outro lado do U e vice-versa. O poço é equipado na

superfície com um conjunto de válvulas pneumáticas(PV) controladas por um

controlador programável (PLC).

Poço Produtor: Poço que produz petróleo ou gás natural.

Poço surgente: Poço no qual o petróleo sobe à superfície espontaneamente, em

função da grande pressão de gases no interior das jazidas.

Poço: (1) orifício perfurado no solo, através do qual se obtém ou se intenciona obter

petróleo ou gás natural; (2) orifício perfurado no solo para a introdução de uma

camada subterrânea de água ou gás sob pressão.

99 Poços Satélites: São aqueles que se localizam espalhados ao redor da unidade

estacionária de produção ocupando qualquer posição determinada por engenheiros

após ter conhecimento de alguns dados referentes ao reservatório.

Pressão de fundo em fluxo (Pwf): É a pressão no fundo do poço enquanto ocorre

fluxo de fluidos.

Pressão Estática (Pe): É a pressão do reservatório.

RAO: Razão, em bases volumétricas, entre as quantidades de água e de óleo e

referidas essas a uma condição termodinâmica padrão. Tal conceito tem sido

extrapolado e usado para uma condição termodinâmica qualquer e assim traduzindo

o RGO para uma condição de interesse dita in-situ.

Reinjeção: Retorno de água ou gás não-comercializado à formação produtora de

origem.

Reservas Provadas: Reservas de petróleo e gás natural que, com base na análise

de dados geológicos e de engenharia, se estima recuperar comercialmente de

reservatórios descobertos e avaliados, com elevado grau de certeza, e cuja

estimativa considere as condições econômicas vigentes, os métodos operacionais

usualmente viáveis e os regulamentos instituídos pelas legislações petrolífera e

tributária brasileiras.

Reservatório: Rocha permeável e porosa onde está armazenado o petróleo ou gás

natural, associados ou não.

RGL: Razão, em bases volumétricas, entre as quantidades de gás e de líquido e



o RGL para uma condição de interesse dita in-situ.

RGO: Razão, em bases volumétricas, entre as quantidades de gás e de óleo e



o RGO para uma condição de interesse dita in-situ.

Riser: Porção vertical de uma linha de escoamento para transporte do óleo/gás

natural do poço até a plataforma. Dutos flexíveis que ligam as linhas submarinas à

plataforma de produção.

Swivel: Dispositivo giratório que é utilizado nos módulos de conexão vertical.

100 Teste de Longa Duração: Testes de poços, realizados durante a fase de

exploração, com a finalidade exclusiva de obtenção de dados e informações para

conhecimento dos reservatórios, com tempo total de fluxo superior a 72 horas.

Turret: Esquema de ancoragem que consiste numa estrutura, do tipo tubulão, com

rolamentos, presa ao fundo do mar por um sistema de cabos e amarras. Este

sistema permite que o navio gire e se mantenha alinhado às forças do vento e da

maré.

Umbilical Eletro-Hidráulico: Dentro do umbilical de controle, estão as linhas

hidráulicas que operam as válvulas da árvore de natal, cabos elétricos que levam

informações dos sensores de pressão, temperatura e vazão do poço, tubos para a

injeção de produtos químicos e cabos elétricos de alta potência para alimentar a

bomba.

Unidade Estacionária de Produção (UEP): Unidade de superfície, onde

basicamente se localizam os controles dos equipamentos instalados no leito

submarino e/ou em poços, geração de energia e processamento primário dos fluidos

produzidos (exportação, descarte e/ou re-injeção). Tais unidades podem ser de

vários tipos, tais como: plataforma fixa, plataforma semi-submersível, plataforma de

pernas atirantadas, FPSO, FSO.

Válvula Cross-over: Válvula de interligação da linha de produção com o anular.

Válvula Operadora de Orifício: É uma válvula utilizada para a elevação com o gas

lift para controlar o fluxo de gás, do anular para o interior da coluna de produção, em

profundidade predeterminada.

Workover: Operação de intervenção em um poço.

Sistema de Bombeio Submarino Do Campo de Jubarte

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