1) Introdu1) Introduçção ão -- ProduProduçção de petrão de petróóleo no Brasil e no mundo leo no Brasil e no mundo -- Reservas e RoyaltiesReservas e Royalties
2) Etapas de fluxo2) Etapas de fluxo
3) Sistemas de produ3) Sistemas de produçção de petrão de petróóleo:leo:Terrestres (estaTerrestres (estaçções coletoras, de tratamento e de transferência de petrões coletoras, de tratamento e de transferência de petróóleo)leo)MarMaríítimos (UEP, Sistemas submarinos) timos (UEP, Sistemas submarinos) –– Processamento primProcessamento primáário de petrrio de petróóleoleo
4) 4) PropriedadesPropriedades dos fluidosdos fluidos
5) Fluxo radial no reservat5) Fluxo radial no reservatóório: Curva de IPRrio: Curva de IPR
6) Fluxo multif6) Fluxo multifáásico na coluna, na linha e no sico na coluna, na linha e no riserriser de produde produçção ão -- Curva de TPRCurva de TPR
7) An7) Anáálise nodal lise nodal -- IPR e TPR IPR e TPR -- CondiCondiçções de surgência e de elevaões de surgência e de elevaçção artificialão artificial
8) Principais m8) Principais méétodos de elevatodos de elevaçção artificial (ão artificial (GasGas LiftLift, BCS, BM, BCP e outros), BCS, BM, BCP e outros)
9) M9) Méétodos de bombeamento submarino (todos de bombeamento submarino (boostingboosting))
10) Garantia de escoamento10) Garantia de escoamento
Programa.
5- Fluxo radial no reservatório
traçado da curva de IPR.
Poço de completação submarina.
RECUPERAÇÃO: Fluxo no meio poroso (Reservatório)
ELEVAÇÃO: Fluxo na coluna de produção (Poço)
COLETA: Fluxo no duto submarino
Poço de completação submarina
Etapas de fluxo.Etapas de fluxo.
Pwh: Pressão na cabeça do poço
Pe: Pressão estática do reservatório
Pwf: Pressão de fundo em fluxo
Psep: Pressão no separador
Etapas de fluxo.
Perda de carga no meio poroso:
DPres = Pe – Pwf (drawdown)
Perda de carga na elevação:
DPelev = Pwf - Pwh
Perda de carga na coleta:
DPcoleta = Pwh - Psep
Desempenho do reservatório.
• Lei de Darcy;
• Lei de Darcy para o escoamento radial;
• Conceito de índice de produtividade;
• Curva de pressão disponível no fundo do poço - IPR (modelo linear);
• Modelo de Vogel para a IPR;
• IPR combinada.
Lei de Darcy.Desempenho do Reservatório
q qkA
p1 p2
L
Assumindo que k, μ e q sejam independentes da pressão, pode-se integrar esta equação para obter a perda de carga total ao longo do comprimento L:
dxdpAkq
μ−=
∫∫μ
−=L
0
2p
1pdx
Akqdp
Permeabilidade é a medida da capacidade de uma rochapermitir o fluxo de fluidos
Lei de Darcy.Desempenho do Reservatório
q qkA
p1 p2
L
Chega-se então à seguinte expressão para o escoamento linear através de um meio poroso:
q, vazão [cm3/s]k, permeabilidade [Darcy]A, área [cm2]p, pressão [atm]μ, viscosidade [cP]L, comprimento [cm]
( )L
ppAkq 21
μ−
=
Lei de Darcy -- Escoamento Radial.Escoamento Radial.Desempenho do Reservatório
Pe
re
rw
Pwf
qh
Lei de Darcy - Escoamento Radial.Desempenho do Reservatório
No caso de escoamento radial, a área A é dada por:
Como a pressão cai no sentido do fluxo, temos que
dxdpAkq
μ−=
hr2A π=
drdp
dxdp
−=
Lei de Darcy Lei de Darcy -- Escoamento Radial.Escoamento Radial.Desempenho do Reservatório
Assim, fazendo estas substituições chegamos à seguinte forma diferencial para a lei de Darcy em um escoamento radial:
drdpkhr2q
μπ
=
Assumindo que k, μ e q sejam independentes da pressão, pode-se integrar esta equação para obter a perda de carga total ao longo do reservatório:
∫ ∫=μπ ep
wfp
er
wr rdrqdpkh2
Lei de Darcy Lei de Darcy -- Escoamento Radial.Escoamento Radial.
Chega-se então a,
q, vazão [cm3/s]k, permeabilidade [Darcy]h, espessura do intervalo produtor [cm]p, pressão [atm]r, raio [cm]μ, viscosidade [cP]
( )( )we
wfe
rrlnppkh2q
μ−π
=
Lei de Darcy - Escoamento Radial.Desempenho do Reservatório
O fator volume de formação Bo é definido por:
Assim, )std(q)T,P(qB
o
oo =
( )( )weoo
wfeoo rrlnB
ppkh2)std(qμ
−π=
Condições padrão (ou “standard”): P = 1 atm e T = 20°C
Lei de Darcy - Escoamento Radial.
Finalmente, convertendo* para as unidades usuais na indústria nacional do petróleo, teremos:
qo, vazão de óleo em condições standard [m3/d]ko, permeabilidade ao óleo [Darcy]h, espessura do intervalo produtor [m]pe, pressão estática do reservatório [kgf/cm2]pwf, pressão de fundo em fluxo [kgf/cm2]re, raio de drenagem [m]rw, raio do poço [m]μ0, viscosidade do óleo [cP]Bo, fator volume de formação do óleo [-]
( ) ( )( )weoo
wfeoo rrlnB
ppkh54,52stdqμ
−=
Exercício.Desempenho do Reservatório
Considere um poço com os seguintes dados:
ko = 1,5 D μo = 15 cPh = 30 m Bo = 1,1 m3/m3
pe = 250 kgf/cm2 re = 2000 m rw = 0,10 m
Determine o comportamento da pressão ao longo do reservatório e a pressão de fundo em fluxo (pwf) para as seguintes vazões de óleo:
qo1 = 0 m3/d
qo2 = 1000 m3/d
qo3 = 2000 m3/d
ExercícioDesempenho do Reservatório
Raio (m) qo = 0 m3/d qo = 1000 m3/d qo = 2000 m3/d0,1
110
100500
100015002000
P em kgf/cm2
( ) ( )( )rrB
ppkh5452stdqeoo
eoo ln
,μ
−=
Desempenho do Reservatório
Raio (m) qo = 0 m3/d qo = 1000 m3/d qo = 2000 m3/d0,1 250 181 112
1 250 197 14410 250 213 176
100 250 229 208500 250 240 231
1000 250 245 2401500 250 248 2462000 250 250 250
P em kgf/cm2
( ) ( )( )rrB
ppkh5452stdqeoo
eoo ln
,μ
−=
Desempenho do Reservatório
0
50
100
150
200
250
300
0 500 1000 1500 2000
Raio (m)
Pres
são
(kgf
/cm
2 )
qo = 0 m3/dqo = 1000 m3/dqo = 2000 m3/d
Assumindo que os parâmetros da equação 1 são constantes1, exceto Pwf, pode-se perceber que existe uma relação linear entre a vazão q e a pressão de fluxo Pwf.
A curva gerada a partir da variação da Pwf é denomiada de curva de performance de influxo ou do reservatório (IPR – Inflow Performance Relationship).
Assim, diz-se que a IPR de um poço representa curva que relaciona a pressão de fluxo Pwf à vazão q do poço, ou a curva de pressão disponívelem frente aos canhoneados.
Inflow Performance Relationship (IPR)
Modelo Linear
Isto ocorre para reservatórios com pressão acima da pressão de saturação, normalmente com influxo de água e produzindo apenas líquidos em fluxo laminar.
IPR Linear e Índice de Produtividade (IP)
)/ln( B hk 52,54
o we rrμ=IP
)/ln( B )-(Ph k 52,54
o
r
we rrμwfPq =
)PP(q
wfr −=IP
IP
q
Pwf
Potencial do Poço
Curva de Pressão Disponível
O índice de produtividade é bastante utilizado na estimativa de vazão de poços, assim como na comparação entre poços produtores na indústria do petróleo.
Normalmente são utilizadas as unidades para o IP: m3/d/kgf/cm2
bpd/psi
Pode ser determinado através de dois testes de produção, ou conhecendo-se a pressão de reservatório e realizando um teste de produção (medindo-se também as pressões de fluxo Pwf).
Índice de produtividade.
Considerando o modelo de IPR linear tem-se
)PP(q wfr −= IP
Assim para
Pwf = 0 q = IP x Pr = qmax
Pwf = Pr q = 0
ep
1q satq maxq
2wfp
satp
(IPR Vogel)maxq
Tg α = IP
2q(IPR Reta)
PRES
SÃO
VAZÃO
IPR Vogel.
IPR - Modelo de Vogel.Desempenho do Reservatório
0,0
0,2
0,4
0,6
0,8
1,0
0,0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0
qo/qomax
p wf/p
e2
e
wf
e
wf
maxo
o
pp8,0
pp2,01
⎟⎟⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛−⎟⎟
⎠
⎞⎜⎜⎝
⎛−=
Gráfico
0
50
100
150
200
250
300
0 1000 2000 3000 4000
Vazão de óleo (m3/d)
Pres
são
(kgf
/cm
2)
Potencial do poço ou Absolute Open Flow Potential
Curva de pressão disponível no fundo do poço - IPR
Exercício sobre IPR
• O registro de pressão de um poço apresentou os seguintes resultados:– Pressão estática (pe): 250 kgf/cm2
– Pressão de fundo em fluxo (pwf1): 200 kgf/cm2
– Vazão de óleo (qo1): 1500 m3/d
Trace a IPR e determine:a) O potencial do poço (AOF);b) A vazão do poço se a pwf for igual a 150 kgf/cm2;c) O índice de produtividade do poço.
Desempenho do Reservatório
0
50
100
150
200
250
300
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000
Vazão (m3/d)
Pres
são
(kgf
/cm
2 )
pe
pwf1
qo1AOF
pwf2
qo2
IP = qo / (pe – pwf)= 7500 / 250 = 30 m3/d/kgf/cm2
= 1500 / 50 = 30 m3/d/kgf/cm2αqo2 = IP (pe – pwf2)
= 30 (250 – 150 )= 3000 m3/d
Desempenho do Reservatório
Pwf
q aq d
P
Q
Pwf
q aq d
P
Q
Pwf
q a q d Q
PDEPLEÇÃO DANO ESTIMULAÇÃO
A depleção é a queda da pressão estática do reservatório.
Resulta no declínio natural da vazão do poço para uma mesma pressão de fundo.
O dano é uma deterioração das características (porosidade e permeabilidade) da rocha reservatório nas imediações do poço.
A estimulação é uma operação (fraturamento, acidificação) que altera positivamente as características da rocha reservatório nas imediações do poço.
Desempenho do ReservatórioDepleção, dano e estimulação de reservatório.
Exercício sobre IPR – Dano
0
50
100
150
200
250
300
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000
Vazão (m3/d)
Pres
são
(kgf
/cm
2 )
Pwf2
qo2Nova qo2
qo2 = IP (Pe – Pwf2)= 20 (250 – 150 )= 2000 m3/d
Suponha que o IP foi reduzido para 20 m3/d/kgf/cm2. Qual seria a nova vazão para pwf2= 150 kgf/cm2?
AOF = IP (Pe – 0) = 5000 m3/d
Desempenho do Reservatório
Exercício sobre IPR - Depleção
0
50
100
150
200
250
300
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000
Vazão (m3/d)
Pres
são
(kgf
/cm
2 )
pwf1
qo2qo1
pe = 200 kgf/cm2
Após algum tempo em produção, o registro de pressão dinâmica deste poço apresentou os seguintes resultados :
pwf1 = 150 kgf/cm2 qo1= 1500 m3/d
pwf2 = 100 kgf/cm2 qo2= 3000 m3/d
Qual a nova pressão estática?
pwf2 qo1 = IP (pe – pwf1)
qo2 = IP (pe – pwf2)
pe
Desempenho do Reservatório
Exercício sobre IPR.
O poço A produz de um reservatório com pressão estática de 180 kgf/cm2 uma vazão de 400 m3/d e com uma pressão de fundo em fluxo de 170 kgf/cm2.
O poço B produz do mesmo reservatório, com a mesma pressão estática, porém com vazão de 600 m3/d e pressão de fundo em fluxo de 150 kgf/cm2.
Qual poço possui o maior índice de produtividade?
Desempenho do Reservatório
Solução.
• O índice de produtividade do poço A é calculado por:
enquanto que o do poço B é dado por:
Assim, maior produção nem sempre implica maior índice de produtividade...
( )2
3
2
3
L
cmkgfdm40
cmkgf170180
dm400
)PwfPe(qIP =
⎥⎦⎤
⎢⎣⎡−
⎥⎦
⎤⎢⎣
⎡
=−
=
( )2
3
2
3
L
cmkgfdm20
cmkgf150180
dm600
)PwfPe(qIP =
⎥⎦⎤
⎢⎣⎡−
⎥⎦
⎤⎢⎣
⎡
=−
=
Desempenho do Reservatório
Exercícios propostos sobre IPR.
Desempenho do Reservatório
Exercício 1
Um poço produtor está produzindo 2000 m3 de óleo e 100
m3 de água, a uma pressão de fundo de fluxo de 330 bar.
A pressão estática do reservatório é de 400 bar.
a) Encontre o índice de produtividade do reservatório;
b) Qual será a vazão de líquido se a pressão de fundo de fluxo for reduzida para 280 bar?
c) Qual o valor da máxima vazão de líquido (teórica)?
Um poço produtor está produzindo 1000 m3/d de óleo auma pressão de fundo de fluxo de 150 kgf/cm2. A pressão estática do reservatório é de 200 kgf/cm2.
a) Encontre o índice de produtividade do poço.
b) Qual o valor da máxima vazão de líquido (teórica)?
c) Qual será a vazão de líquido se a pressão de fundo de fluxo for reduzida para 100 kgf/cm2.
Exercício 2
6- Fluxo multifásico na coluna, linha e Risercurva e TPR.
Influência do diâmetro da tubulação.
PRES
SÀO
VAZÃO
PRES
SÀO
VAZÃO
A partir das curvas de gradiente de pressão, verifica-se a existência de uma oposição de solicitações no fundo do poço.
Para o fluxo do reservatório, quando deseja-se uma maior vazão énecessário diminuir a pressão de fundo de poço (Pwf).
Já para o fluxo na coluna de produção, quanto maior a vazão, maior deve ser esta pressão.
A TPR é a curva gerada em um determinado ponto do sistema, onde verifica-se a pressão requerida para as possíveis vazões de reservatório.
Tubing Performance Relationship (TPR)
Preq_APreq_A= f (q,L, d,BSW,= f (q,L, d,BSW,PwhPwh,RGL),RGL)
Trata do deslocamento dos fluidos desde os canhoneados até a cabeça do poço.
Para que os fluidos escoem do fundo do poço até a superfície, énecessário que a pressão disponível no fundo do poço (dada pela IPR) seja suficiente para vencer as seguintes perdas de pressão:
- coluna hidrostática do fluido;
- perdas por fricção no interior da coluna;
- perdas por aceleração, quando considerados escoamentos compressíveis;
- perdas nas restrições de sub-superfície.
Fluxo na coluna de produção.
Prof
.
0 Pressão
Canhoneados
Pwh
q1 < q2 < q3
q1
P1
q2
P2
q3
P3
Pressão
Vazãoq1
P1
q2
P2
q3
P3
TPR
Curva de Pressão Requerida
Curvas de Gradiente Dinâmico
Tubing Performance Relationship (TPR)
Efeito do diâmetro da coluna de produção no gradiente de pressão.
Efeito da vazão no gradiente de pressão.
Efeito da razão gás-líquido no gradiente de pressão.
Efeito da densidade do líquido no gradiente de pressão
Efeito da viscosidade no gradiente de pressão.
IPR
Sensibilidade ao diâmetro da coluna .
IPR
Sensibilidade à RGO .
IPR
Sensibilidade à fração de água .
É o deslocamento do fluido produzido desde a cabeça do poço até o separador de produção, onde o gás e líquido são separados e medidos. Portanto, a pressão necessária na cabeça do poço para que haja fluxo deve ser suficiente para vencer as seguintes perdas de pressão:
- perdas por fricção na linha de produção;
- perdas devido à aceleração dos fluidos com a redução de pressão;
- perdas com elevação devido à diferença de cota entre a AN e o separador;
- pressão do separador;
- perdas em restrições de superfície.
Fluxo na linha de produção.
7- Análise Nodal – IPR e TPRcondições de surgência e de elevação
artificial.
Consiste na subdivisão de um sistema de produção em partes, nas quais as equações gerais de balanço são aplicadas a cada uma das partes, individualmente.
Para cada nó do sistema é possível traçar duas curvas de pressão em função da vazão, uma de pressão disponível e a outra de pressão requerida.
Análise Nodal.
PwfPwf
PEPE
Pdisp_APdisp_A = f ( PE, IP, q )= f ( PE, IP, q )
q
Pres
são
em A
-[k
gf/c
m2 ]
Vazão - [m3/d]
Ponto de equilíbrio:
Pwf = 170 kgf/cm2
ql = 1930 m3/d
Interseção das curvas ponto de equilíbrio.
0
50
100
150
200
2500
500
1000
1500
2000
2500
3000
TPR x IPR
O ponto de equilíbrio representa o ponto onde as solicitações de pressão disponível e pressão requerida coincidem. Desta forma, o sistema produzirá com as respectivas pressão de fundo e vazão observadas neste ponto (Pwf e q).
Pressão
Vazãoq
Pwf
PR
TPR
IPR
qmáx
Ponto de Equilíbrio
Curva de Pressão Disponível Curva de
Pressão Requerida
Ponto de equilíbrio (surgência).
8- Principais métodos de elevação artificial.
Elevação natural X artificial.
• Elevação Natural: Poço Surgente:Quando a pressão do reservatório é suficiente para conduzir os fluidos até a superfície na vazão desejada.
• Elevação Artificial:Quando a pressão do reservatório não é suficiente para conduzir os fluidos até a superfície. Há portanto a necessidade de se adicionar energia no fundo do poço.
0
PR
PWF
R
B
PANMBR
PBR
UEP
PWF
PBR
Psep
PANM
Sep
ANM
DISTÂNCIA
P
R
E
S
S
Ã
O
P
R
O
F
U
N
D
I
D
A
D
E
Gradiente de Pressão
POÇO SURGENTE
PR
PWF
R
B
PANMBR
PBR
UEP
PBR
Psep
PANM
Sep
PWF1
PWF1
PWF
0
△PB
ANM
P
R
O
F
U
N
D
I
D
A
D
EP
R
E
S
S
Ã
O
DISTÂNCIA
Gradiente de Pressão
POÇO NÃO-SURGENTE (Poço danificado)
PR
PWF
R
B
PANMBR
PBR
UEP
Gradiente de Pressão
POÇO NÃO-SURGENTE (Depleção)
PBR
Psep
PANM
Sep
PWF2
PWF2
PWF
0
△PB
ANM
P
R
O
F
U
N
D
I
D
A
D
E
P
R
E
S
S
Ã
O
DISTÂNCIA
VAZÃO
PRESSÃO
PR
OFU
ND
IDA
DE
Pressão disponívelPressão disponível
BCSS
VAZÃO
PRESSÃO
PR
OFU
ND
IDA
DE
Pressão requeridaPressão requerida
BCSS
VAZÃO
PRESSÃO
PR
OFU
ND
IDA
DE
SoluçãoSolução
BCSS
Importância de Elevação / escoamento
01020304050607080
RESERVATÓRIO ELEVAÇÃO EESCOAMENTO
OBSTRUÇÕES SEPARADOR
DISTRIBUIÇÃO PORCENTUAL DA PERDA DE PRESSÃO
Elevação artificial no mundo.
Elevação Artificial840 mil
ElevaElevaçção Artificialão Artificial840 mil840 mil
SURG60 milSURGSURG60 mil60 mil
Fonte: Fonte: RecommendationsRecommendations and and ComparisonsComparisons for for SelectingSelecting ArtificialArtificial--LiftLift MethodsMethodsJ. D. J. D. CleggClegg, SPE, , SPE, consultantconsultant -- DecemberDecember 1998 1998
ELEVAÇÃO ARTIFICIAL
Número de poços produtores no mundo.
TPR (instalação)
IPR (poço)
Qop
Pwf
Pe
Pres
são
(P)
Vazão (Q)
IPR x TPR
Fluxo Crítico e Subcrítico
Define-se como aquele que ocorre quando o fluxo atinge a velocidade igual ou superior à velocidade de propagação do som no meio. Em outras palavras, fluxo crítico ocorre quando ondas mecânicas ou sonoras não conseguem se propagar no sentido contrário ao fluxo, devido à alta velocidade do fluido.
Quando isto acontece, perturbações que ocorrem a jusante do choke não interferem nas condições de montante. Na prática, para Pmon ≥ 2 Pjus, existe fluxo crítico. Se Pmon < 2 Pjus, então diz-se que o fluxo é subcrítico.
Na literatura existem diversas correlações para determinação de vazões a partir da abertura do choke e das propriedades do fluido produzido.
Fluxo através do Choke.
Análise Nodal
A resolução do problema começa na definição de um nó, onde serão traçadas as curvas de pressão disponível e pressão requerida. A partir daí verificaremos, primeiramente, a vazão máxima por surgência.
Será escolhido o fundo do poço para exemplificação, porém qualquer outro nó pode ser escolhido.
Resolução de Problemas de Fluxo (sem choke).
8- Principais métodos de elevação artificial
Métodos de Produção
ELEVAÇÃONATURAL
Métodos Pneumáticos
ELEVAÇÃOARTIFICIAL
Métodos Bombeados
Bombeio Mecânico (BM)Bombeio de Cavidades Progressivas (BCP)Bombeio Centrífugo Submerso Elétrico (BCS)Bombeio Centrífugo Submerso Hid. (HSP)Bombeio Hidráulico a Jato (BHJ) Bombeio Hidráulico com Pistão (BHP)
Gás Lift Contínuo (GLC)Gás Lift Intermitente (GLI)Plunger Lift (PLGL)Pig Lift (PIGL)Outros
BOOSTING
BCS
Bombeio de Centrífugo Submerso (BCS)
CaracterCaracteríísticas:sticas:
• Bomba centrífuga;
• Altas vazões;
• Poços profundos;
•Areia e gás representam problemas;
• Baixo MTBF – Tempo médio entre falhas;
• Custo de investimento elevado.
Cabo elétrico
Bomba
Separador de gásProtetor
Motor
Sensor de fundo
Bombeio Centrífugo Submerso
BCSS - Completação Molhada
BCS - Completação Sêca
BCS - Principais Componentes do Método
Subsuperfície:BombaMotorProtetor ou Selo;Admissão (Intake ou Separador)Cabo Elétrico ( Redondo e Chato)Conectores Elétricos ( Pig tail superior, Mandril Eletrosub, Pig tail
inferior e Penetrador do Packer)Acessórios (Cabeça de descarga, Packer, Shroud, Sensores de
pressão e temperatura)
Superfície:
Quadro de comando / painel de controle
Variador de freqüência (VSD)
Transformador
O sistema de BCS
É trifásico, bipolar, de indução e gira na velocidade de 3.500 rpm a 60 Hz.
Consiste basicamente de uma parte estacionária (estator) e outra giratória (rotor) montados sobre um eixo.
O motor é projetado para trabalhar em condições severas: altas pressões e temperaturas acima de 200oC.
É cheio de um óleo mineral com alta resistência dielétrica e boa condutividade térmica, para a lubrificação dosmancais.
Motor elétrico
Motor elétrico(Seção Transversal)
Protetor
O selo ou protetor tem as seguintes funções:- Equalizar a pressão interna do motor com a pressão dos fluidos produzidos;- Evitar a entrada de fluidos do poço para o motor;- Compensar a variação do volume de óleo do motor devido à variação de temperatura e- Absorver, através do seu mancal, o esforço axial transmitido pelo eixo da bomba.
Selo da Bolsa
Seção de admissão de fluidos
Simples sucção(Intake)
Utilizado quando não há gás livre na sucção da bomba.
ADMISSÃO SIMPLESOU INTAKE
Utilizado quando há uma maior quantidade de gás na sucção da bomba.
Devido à diferença de densidade entre os fluidos, o líquido édirigido para o primeiro estágio da bomba enquanto o gás se mantém próximo ao eixo de onde é encaminhado para o espaço anular.
Saída de gás para o anular
Entrada de óleo com bolhas de gás livre
O gás segue próximo ao eixo do separador
O óleo, por ser mais denso, segue próximo a
carcaça.
SEPARADOR DE GÁSCENTRÍFUGO
Separador Centrífugo
É uma bomba centrífuga de múltiplos estágios, onde cada estágio é formado por um impelidor e um difusor.O impelidor é o dispositivo que fornece energia ao líquido, na forma de velocidade.O difusor, que envolve o impelidor, é estacionário e tem por finalidade mudar a direção do líquido, transformando parte desta energia em energia de pressão.
Impelidor
Difusor
IMPELIDOR E DIFUSOR
Bomba
É trifásico e geralmente dividido em 2 partes distintas: o cabo redondo e o cabo chato.
Estes cabos são projetados para operar nas mais diversas condições de pressão, temperatura e ataque de agentes químicos existentes nos poços.
Possui três condutores paralelos (sólidos ou trançados) que são revestidos por um isolamento primário de material termoplástico (EPDM).
Cabo elétrico (redondo e chato)
É o equipamento de segurança e controle para a operação do sistema de BCS.
Consta basicamente de :
- Disjuntor Magnético
- Contator
- Transformador de Corrente
- Fusíveis
Quadro de comando
Equipamento que possibilita a operação do BCS em outras frequências além da freqüência usual de 60 Hz (Normalmente de 30 a 72 Hz)
A Vazão, o Head e a Potência requerida pela bomba variam na razão direta, quadrática e cúbica da variação da freqüência, respectivamente.
3
1
2
1
2
2
1
2
1
2
1
2
1
2
)(
)(
ff
PP
ff
HH
ff
=
=
=
Variador de frequência (VSD)
Funções do VSD:
a) Proporcionar maior flexibilidade operacional ao sistema, aumentando o range de operação da bomba.
b) Possibilitar a partida suave do motor, evitando os efeitos nocivos do pico de corrente que acontece na partida.
c) Retardamento de intervenção com sonda para substituição da bomba. Quando a bomba se encontra desgastada, o aumento da rotação pode compensar a ineficiência de elevação decorrente desse desgaste.
• Altas vazões
• Altas profundidades
• Reduzidas dimensões dos equipamentos de superfície
BCSPontos fortes do método
Obs.: Vantagens relativas a outros métodos.
• Alto custo de investimento
• Temperatura baixa (conjuntos convencionais são
limitados a 120°C)
• Baixa flexibilidade operacional (pouca variação na vazão e
pressão de projeto)
• Sensível à presença de sólidos e gás
• Menor eficipara óleos pesados
BCSPontos fracos do método
Dimensionamento do BCS
HPwh
Hfric
ND
AMT
Altura manométrica total
Vazão
Head
H
60
50
40
30
20
10
Faixa de máxima eficiência
Eff (%)
Potê
ncia
requ
erid
a ao
mot
or
Q f
Curva de desempenho
BCSOperação e Controle
• Controle da rotação do motor através do VSD
• Medição da pressão na admissão da bomba ou do nível de fluido no espaço anular
• Medição da corrente elétrica
• Medição da temperatura de fundo
Corrente e potência elétrica;
Pressão e temperatura/Fundo/ANM/Superfície;
Vazão;
BSW, Teor de areia;
RGO;
Freqüência elétrica de operação;
Resistência de isolação do conjunto;
Resistência de continuidade.
Operação do bcsVariáveis monitoradas
605040
302010
1
23
4
5
11
10
8
11
10
9
876 AM
NO
ON
12
3
4
5
7
9
MID
NIG
HT
Gás livre nabomba
Carta amperimétrica
OPERAÇÃO NORMAL
GÁS LIVRE NA BOMBA
BM
Bombeio Mecânico CaracterCaracteríísticas:sticas:
• Método mais utilizado;
• Baixas vazões;
• Poços com pequena profundidade;
• Aplicação onshore;
• Inadequado para poços desviados;
• Bomba de deslocamento positivo;
Métodos de Elevação Artificial
Bombeio Mecânico
Movimento rotativo de um motor elétrico ou de combustão interna é
transformado em movimento alternativo por uma unidade de bombeio. Uma
coluna de hastes transmite o movimento alternativo para o fundo do poço,
acionando uma bomba que eleva os fluidos produzidos pelo reservatório para
a superfície.
BM
Princípio de funcionamento:
Este método de elevação utiliza uma bomba de deslocamento positivo, do tipo alternativa, instalada no fundo do poço. Esta bomba é acionada por uma coluna de barras de aço, conhecidas por hastes de bombeio.
A coluna de hastes transmite o movimento alternativo de uma unidade de superfície até a bomba. A unidade de superfície, conhecida por unidade de bombeio, é acionada por motor de indução.
BMPrincipais componentes do sistema
BMPrincipais componentes do sistema
1 – Coluna de produção
2 - Bomba de fundo
3 - Coluna de hastes
4 - Tê de bombeio e dispositivos de vedação
5 - Unidade de Bombeio
Bomba de Fundo
Tubo
Haste
Camisa
Pistão
Válvula depasseio
Válvula de pé e nipple de assentamento
Bomba de Fundo
Deslocamento positivo, alternativa, composta por camisa, pistão e válvulas tipo sede-esfera.
Tipos: TUBULAR E INSERTÁVEL
Função básica: fornecer energia ao fluido sob a forma de um diferencial de pressão.
Unidade de Bombeio
MODELO CONVENCIONAL
Unidade de Bombeio
Função básica:Converte o movimento rotativo de alta velocidade do motor num movimento vertical alternativo de baixa velocidade a ser entregue a coluna de hastes.
Parâmetros de especificação da UB:Capacidade de torqueCapacidade estruturalCurso máximo
Principais partes: redutor, cabeça, viga, manivelas, bielas.
Acionamento: motor elétrico ou de explosão interna.
• Função: acionar a bomba (transmissão de energia mecânica).
• Componentes : haste polida, hastes convencionais, hastes curtas, haste de peso.
• Conexão através de luvas.• Materiais: aços que recebem tratamentos térmicos
para obter diferentes resistências à tração. • Acessórios: guias anti-atrito.
Coluna de Hastes de Bombeio
Materiais: graus C, D, K e especiaisComprimento: 7,63 m Diâmetros : 1, 7/8, 3/4, 5/8 polTipos de luvas: slimhlole e fullsize.
Hastes de Bombeio Convencionais
• Motor• Quadro elétrico• Variador de freqüência (rotação do motor)
BM - Outros EquipamentosSU
PER
FÍC
IESU
B-S
UPE
RFÍ
CIE
• Âncora de tubos• Separador de gás• Separador de areia• Filtro
Aplicação de BM
Vazões baixas e médias (menores que 300 m³/d)
Profundidades baixas e médias (menores que 2500 m)
Poços terrestres
Alta temperatura
É o método mais aplicado no mundo e na Petrobrás.
• Reduzida pressão de fluxo
• Simplicidade operacional (facilidade de acompanhamento)
• Baixo custo de manutenção e reparo
• Robustez
• Flexibilidade quanto a variações de vazão do poçoObs.: vantagens relativas a outros métodos
Pontos Fortes do BM
• Desgaste das hastes de bombeio em poços desviados
• Fragilidade da coluna de hastes em ambientes corrosivos
• Susceptibilidade da bomba à presença de sólidos
• Desgaste da coluna de tubos por atrito das hastes
Obs.: desvantagens relativas a outros métodos
Pontos fracos do BM
BM - Operação e Controle
Carta Dinamométrica
REGISTRO DE NÍVEL DINÂMICO
Sondador acústico: aparelho que dispara ondas de pressão no anular do poço, para medir o nível de líquido.
As ondas acústicas refletem nas luvas dos tubos e na superfície do líquido, permitindo contar quantos tubos existem acima do nível de líquido.
BM - PORTE DA UNIDADE
BCP
Bombeio de Cavidades Progressivas
CaracterCaracteríísticas:sticas:
• Bomba de deslocamento positivo que trabalha imersa em poço de petróleo, constituída de rotor e estator;
• Excelente para fluidos abrasivos e viscosos;
• Baixas vazões;
• Pouca profundidade;
• Temperatura do fundo é fator limitante;
• Inadequado para poços desviados.
1.2 - Sistema BCP e suas partes
motorcabeçote
luvas/centralizadores
coluna de hastescoluna de produção
rotor
estator
Linha de produção
• 1930: inventado pelo francês Renê Moineau
• 1940: bomba de transferência de superfície
• 1950: acionamento de brocas
• 1980: método de elevação de petróleo– inicialmente: somente óleos viscosos, poços rasos, a
baixas vazões– hoje: ampla faixa de utilização (crescente).
BCP Histórico do método
BCP Principais
componentes do sistema
Cabeçote
Coluna de hastes
Bomba
Estator
Rotor
• Função: acionar a bomba (transmissão de energia mecânica)
• Em geral utiliza-se as mesmas hastes do método BM, porém já existem alternativas mais apropriadas para BCP, tais como a hastes ocas (ou hastes tubulares) e de conexão reforçada.
Coluna de Hastes de Bombeio
4. Tê de bombeio e dispositivo de vedação
3. Coluna de hastes
5. Cabeçote
2. Bomba de fundo
1. Coluna de produção
BCP Principais componentes
do Sistema
• Principais componentes:
– Estator(tubo com elastômero injetado)
– Rotor(parafuso sem fim)
Bomba De Cavidades Progressivas (Parafuso sem Fim)
Deslocamento positivo, rotativa, composta por um estator de elastômero e um rotor metálico.
• Caixa de engrenagens (redutor)
• Motor
• Polias e correias
• Freio de controle automático da reversão
• Sistema de vedação
BCPCabeça de Acionamento
(cabeçote)
BCPEquipamentos de Superfície
• Freio de controle automático da rotação reversa: – hidráulico– centrífugo– hidrodinâmico
Obs.: O freio é um dispositivo de segurança, cuja funcionalidade é de extrema importância na operação do cabeçote.
Quadro elétricoVariador de frequência (rotação do motor)
Âncora anti-rotacionalSeparador de gás
BCPOutros Equipamentos do Sistema
SUPE
RFÍ
CIE
SUB
-SU
PER
FÍC
IE
Aplicação de BCP
Vazões baixas e médias (menores que 300 m³/d)
Profundidades baixas e médias (menores que 2000 m)
Baixas temperaturas (menores que 120 C)
Poços terrestres
É o segundo método mais aplicado na Petrobras.
É o método mais aplicado no Canadá.
• Baixo investimento inicial
• Elevada eficiência energética
• Reduzida pressão de fluxo
• Melhor método para líquidos viscosos
• Suporta a presença de sólidos abrasivos
• Reduzidas dimensões dos equipamentos de superfícieObs.: vantagens relativas a outros métodos
BCPPontos Fortes do Método
• Desgaste das hastes de bombeio em poços desviados
• Fragilidade do elastômero (sujeito a ataque químico dos fluidos produzidos)
• Poucos recursos para identificação de falhas
Obs.: desvantagens relativas a outros métodos
BCPPontos Fracos do Método
BCPOperação e Controle
• Controle da rotação (rpm): polias e variação da freqüência do motor
• Medição de nível de fluido no espaço anular: sondador acústico
• Medição da corrente elétrica
• Controle do torque
• Liberação da energia de torção (rotação reversa)
GAS LIFT
Poço Terrestre com Gas lift
Método de elevação que utiliza a energia de gás natural comprimido para elevar os fluidos produzidos até a superfície.
O gás é injetado sob pressão elevada na coluna de produção, reduzindo o peso (densidade) dos fluidos produzidos.
Gas Lift (GL)
Gas Lift Contínuo
Características:• Reduz a densidade dos
fluidos produzidos;• Uso similar offshore e
onshore;• Método padrão e versátil
com excelente continuidade operacional;
• Sem problemas para poços desviados;
• Propício para poços que produzem fluidos com alto teor de areia ou com elevada razão gás-líquido;
Variações do Gas Lift
• Gas Lift Contínuo
• Gas Lift Intermitente
Plunger lift
Pig lift
O Sistema de Gas Lift (GL)
No Gas Lift, a elevação é feita mediante uma redução significativa no valor das perdas de carga entre o fundo e a superfície.
Para isto, utiliza-se injeção contínua de gás em algum ponto da coluna, com a finalidade de reduzir a densidade média dos fluidos produzidos, reduzindo-se assim, sensivelmente, a parcela de perda de carga devido a coluna hidrostática.
GasGas LiftLift IntermitenteIntermitente
Características:
• 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;
• Baixas vazões e altas RGL;
• Baixa eficiência energética;
CaracterCaracteríísticas:sticas:
Concorrente do Gas LiftIntermitente;
•Diminui o efeito de “fall-back”;
•Efeito de limpeza da coluna;
PlungerPlunger LiftLift
GAS LIFTPrincipais componentes
Subsuperfície:Válvulas de injeçãoMandrilObturador
Superfície:Válvulas de controle (reguladora, choke)
Válvulas de gas lift
Tipo•Convencionais •Venturi
Posição na coluna•Válvula operadora• Válvulas de descarga
Aplicação do GL
Ampla faixa de vazões (10 a 6000 m³/d)
Ampla faixa de profundidades
Poços terrestres ou marítimos (direcionais)
Alta fração de gás
É o método mais aplicado em poços marítimos, sendo o responsável pela maior parte da produção mundial, dentre todos os sistemas de elevação artificial.
Grande faixa de vazõesAltas profundidadesA maior confiabilidade dentre todos os métodosReduzidas dimensões dos equipamentos de cabeça de
poço
Gas LiftPontos Fortes do Método
Obs.: Vantagens relativas a outros métodos
• Alto custo de investimento (sistema de compressão)
• Ineficiente para óleos pesados e para altas frações de água
• Alta pressão de fluxo de fundo
• Potencializa o risco de formação de hidrato
Obs.: Desvantagens relativas a outros métodos
Gas LiftPontos Fracos do Método
9 - OUTROS MÉTODOS DE ELEVAÇÃO
Características:• Fluido produzido é
elevado junto com o fluido motriz (aumento significativo no volume de líquido;
• Indicado para altas vazões de líquido
• Baixa eficiência;• Não é recomendado para
poços de baixa produtividade;
• Boa continuidade operacional
Bombeio Centrífugo com Acionamento Hidráulico (HSP)
Bombeamento Hidráulico a Jato
Mesmo Princípio de Funcionamentodos Ejetores
•Não apresenta partes móveis no fundo•Não exige sonda para intervenção•Pode reduzir a viscosidade da emulsão
•Baixa eficiência energética•Movimentação de grande volume de água na UEP
9 - MÉTODOS DE BOMBEAMENTO SUBMARINO
(BOOSTING)
SEM ADIÇÃO DE ENERGIA NO SISTEMA DE
PRODUÇÃO
ELEVAÇÃO ARTIFICIAL (EA)
FORA DO POÇO
BOMBEAMENTO SUBMARINO (BS)
NO INTERIOR DO POÇO
ELEVAÇÃO NATURAL (EN)
POR INJEÇÃO DE LIFT GAS A JUSANTE DA
ÁRVORE
COM ADIÇÃO DE ENERGIA EM ALGUM PONTO DO SISTEMA DE
PRODUÇÃO
Métodos de Produção
Lâmina d’água
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
Lâmina dágua(a)
1970 1980 1990 2000 2010
300
m
Ano
Águas rasas
Coluna sedimentar (s)
Águas profundas
Águas ultra profundas
1500
m
ras= a/s
Ex. Jubarte
ras= 1350/1500= 0,9Ex. Roncador
ras= 1800/1350= 1,3
Ex. Garoupa
ras= 100/2900= 0,03
1. Otimização da produção de óleo em poços de águas profundas e ultra-profundas
2. Viabilização da produção de óleo em poços de águas rasas localizados a grande distância da uep
3. Produção subsea to shore ( produção direta para o continente)
4. Aumento da produção em sistemas com manifoldsubmarino
5. Eliminação de plataformas
Principais Aplicações de Boosting
RISER
LINHA
POÇOELEVAÇÃO
ARTIFICIAL (EA)
BOMBEAMENTO SUBMARINO (BS)
Sistema de Produção
QUANDO NÃO EXISTE ADIÇÃO DE ENERGIA NO SISTEMA DE PRODUÇÃO
ELEVAÇÃO ARTIFICIAL
FORA DO POÇO
•BOMBEAMENTO SUBMARINO (BOOSTING)
•POR INJEÇÃO CONTÍNUA DE GÁS A JUSANTE DA ANM
Principais Métodos de Entrega de Energia ao Sistema de Produção em Águas Profundas
NO INTERIOR DO POÇO
ELEVAÇÃO NATURAL
Psep
VAZÃO
Pwf Pe e
q
PRESSÃO
E&P-ENGP/EE
Bombeamento de FundoBombeamento de Fundo
Psep
VAZÃO
Pwf Pe e
q
PRESSÃO
E&P-ENGP/EE
Psep
VAZÃO
Pwf Pe e
q
PRESSÃO
E&P-ENGP/EE
Bombeamento Submarino
Motivação Para Desenvolvimento de Sistemas Boosting
•Necessidade de produzir em águas cada vez mais profundas;
•Elevados custos de intervenção para manutenção dos equipamentos de fundo;
•Necessidade de flexibilidade operacional para vencer às incertezas quanto aos valores de produtividade e da manutenção de pressão estática do reservatório;
•Necessidade de viabilização da produção de óleos pesados que exige sistema de entrega de energia com grande incremento de pressão.
Módulo de Bombeamento Centrífugo Submerso Alojado no Leito Marinho (MOBO)
•Manutenibilidade da bomba mais fácil•Sistema de bombeamento independente da produção do poço
•Não é recomendado para altos valores de FGL•Sua aplicação depende muito das características de reservatório (IP e Pe) *•Necessário um poço auxiliar
VÍDEOMÓDULO DE BOMBEIO 7 MINUTOS
Bombeamento Centrífugo Submerso Montado em Skidno Leito Marinho (S-BCS)
•Manutenibilidade da bomba mais fácil•Sistema de bombeamento independente da produção do poço•Não necessita de poço auxiliar
•Não é recomendado para altos valores de FGL•Sua aplicação depende muito das características de reservatório (IP e Pe)•Problemas de transientes (golfadas)
BCS no drill pipe riser (BCS riser)
SISTEMA PILOTO DE JUBARTE - POÇO ESS-110
1076 m
ANM - GLLEDP
BCSS - Encapsulada900 HP - 25.000 bpd
43 m
FPSO - DP - SEILLEAN
1600 m
1323 mLâmina d’água
DPR - 5,625” ID
1076 m
ANM - GLLEDP
BCSS - Encapsulada900 HP - 25.000 bpd
43 m
FPSO - DP - SEILLEAN
1600 m
1323 mLâmina d’água
DPR - 5,625” ID
•Fácil manutenibilidade•Adequado a sistema de produção antecipada ou TLD
•Aplicação restrita a sistemas que usam UEP projetada para esse sistema
Bombeamento Multifásico Submarino (BMS) com bomba de duplo parafuso
• Permite manuseio de elevados valores de FGL
• Significativo valor de diferencial de pressão entregue ao sistema(comparado a BMS HA)
•Elevada demanda de potência•Elevado custo de investimento•Sistema ainda não testado na Petrobras
Bombeamento Multifásico Submarino (BMS) com Bomba de Hélico-Axial
•Permite manuseio de elevados
valores de FGL
•Produto já testado por outras
Cias.
•O produto já testado não apresenta
grande incremento de pressão
•Demanda maior de potência elétrica
•Elevado custo de investimento
VASPS - VERTICAL (ANNULAR SEPARATION PUMPINGSYSTEM)
Sistema de Separação Submarina Acoplado a Bomba Centrífuga Submerso
•Manuseio de altos valores de FGL•Maior confiabilidade (ferramentas de completação conhecidas)
•Para grandes vazões de líquido exige elevados valores de potência •Necessidade de linha de gás•Problemático em ambientes agressivos (areia)
VÍDEO
WHAT IS VASPS ?(3 MINUTOS)
•Para grandes vazões de líquido exige elevados valores de potência. •Necessidade de linha de gás•Problemático em ambientes agressivos (areia).
CAISSON
Sistema de Separação Submarina Acoplado a Bomba Centrífuga Alojado em um Tubulão
•Manuseio de altos valores de FGL•Aumento significativo no potencial de produção do poço.
Sistema Híbrido
EA
BS
EA (no interior do poço)
O Sistema deve ser o mais simples possível:
1) reduzir a pressão requerida (GL)2) adequar as condições de fluxo para uso de sistema de BS mais eficiente
BS (a jusante da ANM)Aumentar a pressão
disponível para vencer as perdas de carga do sistema de produção
Desafio: Sub Sea To Shore
Ormen Lange – Noruega
• + de 100 km da costa;
•Início produção: 10/2007;
•800 a 1100 m de PDA;
•397.109 m3 Gás recuperável;
•70.106 m3/dia;
Subsea to shore
Ormen Lange
NoruegaSnØhvit
Noruega
100 km140 km
SubseaSubsea to to shoreshore
Características:
•Produção direta dos poços submarinos para a terra, sem nenhuma unidade de produção marítima;
Pontos fortes:
•Redução de homens no mar: +segurança;
•Aspectos ambientais: menor impacto;
•Produção escoando em condição multifásica.
1010-- GARANTIA DE GARANTIA DE ESCOAMENTOESCOAMENTO
Parafinas
PODEM DEPOSITAR-SE NAS PAREDES DAS
TUBULAÇÕES
PODEM AUMENTAR A VISCOSIDADE DO
PETRÓLEO
PODEM GELIFICAR O PETRÓLEO
Parafinas
Parafina:
Paraphin = Pouca afinidade (grego)Waxes = Ceras (Inglês)
- Mistura sólida de hidrocarbonetos saturados de cadeia predominantemente linear, apresentando número de carbonos igual ou superior a 18.
- Aplicações industriais: Lubrificantes; Alimentos; Cosméticos; Velas; Vernizes; Papel e Explosivos
Instalação Típica Offshore
ReservatórioT ~ 80 ºC, P ~ 200 kgf/cm2
Cabeça do PoçoT ~ 60 ºC, P ~ 120 kgf/cm2
PlataformaT ~ 14 ºC, P ~ 10 kgf/cm2
Temperatura do Fundo do Mar:4 ºCComprimento da linha ~ 5 km
MitigaMitigaççãoão
Estratégias de controle
Prevenção
Limpeza freqüente
Gerenciamento da deposição
Técnicas de controle
Métodos mecânicos (ex: pigagem, coil tubing, wireline)
Métodos térmicos (ex: isolamento térmico, aquecimento externo, SGN)
Métodos químicos (ex: adição de solventes e inibidores)
TIAC do Petróleo:Temperatura Inicial de Aparecimento de Cristais
Passagem de Pigs
EnduroEnduro TDWTDW H. RosenH. Rosen
Oil StatesOil States
SUNSUN
FoamFoam TDWTDW TDWTDWKoppKopp
Tipos de Pig
Linha deProdução
Linha deServiço(Gas-Lift)
Passagem de Pigs em Sistema Submarino
Passagem de Pigs
Isolamento das Linhas Submarinas
Rígidas
Flexíveis
Hidratos
HidratosHidratos
Hidratos - Fundamentos
Hidratos de gás natural são compostos cristalinos formados por água e gás natural e assemelham-se com o gelo.
São compostos de moléculas de água enclausurando moléculas hóspedes de gás.
FormaFormaçção de Hidratosão de Hidratos
Condições Operacionais que Favorecem a Formação de Hidratos:
- Contato entre gás e água;
- Baixas Temperaturas;
- Altas Pressões.
Onde ocorremos hidratos?
Gás lift
Gasodutos
Produção
Manifold
Árvore de natal
FormaFormaçção de Hidratosão de Hidratos
Curva de DissociaCurva de Dissociaçção de Hidratosão de Hidratos
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
0 4 8 12 16 20 24 28
Temperatura (C)
Pres
são
(bar
)
REGIÃO DE HIDRATO
REGIÃO LIVRE DE HIDRATO
Instalação Típica Offshore
ReservatórioT ~ 80 ºC, P ~ 200 kgf/cm2
Cabeça do PoçoT ~ 60 ºC, P ~ 120 kgf/cm2
PlataformaT ~ 14 ºC, P ~ 10 kgf/cm2
Temperatura do Fundo do Mar:4 ºCComprimento da linha ~ 5 km
Previsão de HidratosPrevisão de Hidratos
Composição do gásCurva de dissociação de hidratos
Temperatura
Pres
são
ANM
Trecho da Flowline
Trecho da Coluna de Produção
Riser
Perfil TérmicoCurva de Hidratos
Região de Formação de
Hidratos
Prevenção de Hidratos
- Operar fora do envelope:- Reduzindo as pressões;- Aumentando as temperaturas (isolando e/ou
aquecendo as linhas);- Adicionando inibidores termodinâmicos
(ex: álcoois, glicóis e sais).
- Dificultar ou retardar aglomeração dos hidratos, utilizando inibidores de baixa dosagem (ex: cinético)
- Retirar água do sistema (ex: desidratando o gás)
Prevenção de Hidratos
Efeito da Adição de Álcool
0
100
200
300
400
500
0 5 10 15 20 25 30
Temperatura (C)
Pres
são
(kg/
cm2)
Inib = 0%Inib = 10%Inib = 20%
Remediação de Hidratos
–– DespressurizaDespressurizaççãoão da linhada linha
–– AquecimentoAquecimento
–– IntervenIntervençção mecânicaão mecânica
–– InjeInjeçção de inibidoresão de inibidores
FIM
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