Petro & Química
1
Metodologia de posicionamento das válvulas de injeção de gás na elevação artificial
por gas-lift
Euder Flávio da Silva Alves, filho (1), Oldrich Joel Romero (2)
Universidade Federal do Espírito Santo (UFES); Capítulo Estudantil SPE/UFES; GPETRO/CNPq
Rodovia BR 101 Norte, km 60, Litorâneo, São Mateus, ES, Brasil, CEP 29.932-540
(1) E-mail: [email protected] (Alves, E. F. S. F.) (2) E-mail: [email protected] (Romero, O. J.)
Resumo
Quando um poço atinge o final da sua vida produtiva por surgência ou quando está produzindo a
vazões mais baixas do que seu potencial, se faz necessário o uso de algum método para suplementar a
energia natural do reservatório a fim de produzir com vazões economicamente viáveis. Dentre os métodos
destaca-se os de elevação artificial que consiste na diminuição da pressão de fluxo de fundo a fim de
aumentar a pressão sob o reservatório. No presente estudo, o método aplicado é o de gas-lift contínuo
(GLC), que consiste basicamente em injetar gás pressurizado no espaço anular revestimento-coluna de
produção e através das chamadas válvulas de gas-lift que se encontram adequadamente posicionadas ao
longo da coluna de produção e alojadas em um equipamento conhecido como mandril, este gás é injetado
para dentro da coluna de produção. As simulações foram realizadas no ambiente do software Pipesim®
com o proposito de otimizar o posicionamento das válvulas de GLC ao longo da coluna de produção.
Foram utilizados dados de um poço fictício apenas ilustrar a metodologia do posicionamento destas
válvulas. Determinar o ponto ótimo de injeção de gás, pressão e vazão de injeção, é importante para obter
um melhor desempenho do método e não trabalhar sob condições que não são economicamente viáveis.
1 A elevação artificial de petróleo
Apesar da importância dos óleos leves, o cenário mundial está associado basicamente com
reservas de óleos pesados. Reservatórios com este tipo de óleos possuem energia interna que durante sua
vida produtiva apresentam um elevado nível de depleção, gerando dificuldades para manter a vazão de
produção economicamente viável. Deste modo, faz-se necessária a aplicação de métodos de recuperação
e/ou métodos de elevação artificial para prolongar o período produtivo. O primeiro grupo consiste na
injeção de fluidos via um poço injetor visando alterar as condições do reservatório. O segundo trata da
utilização de mecanismos que alteram as condições no interior da coluna de produção, de tal forma que os
fluidos cheguem até a superfície com uma pressão determinada. Quando o escoamento no interior da
coluna é por energia natural o poço é dito de surgente. Por diversos motivos pode-se perder a surgência,
destacando a depleção e o fator de película (dano) como fatores principais. A elevação artificial de
petróleo permite um ajuste da pressão de fundo do poço de modo a aumentar o diferencial de pressão no
reservatório e por tanto um aumento da vazão de produção. Existem diveras opões tais como Bombeio
Mecânico com Haste (BM), Bombeio Centrífugo Submerso (BCS), Bombeio por Cavidades Progressivas
(BCP), Gas-lift Contínuo (GLC) e o Gas-lift Intermitente (GLI), a escolha depende de variáveis tais como:
número de poços, diâmetro do revestimento, produção de areia, razão gás-líquido (RGL), vazão,
profundidade do reservatório, viscosidade dos fluidos, mecanismo de produção do reservatório,
disponibilidade de energia, acesso aos poços, distância dos poços às facilidades de produção, equipamento
disponível, recursos humanos, investimento inicial, custo operacional, segurança, dentre outros (Santarem,
Petro & Química
2
2009). Cada método tem suas particularidades e são executáveis em realidades diferentes, que condizem
com as características de cada campo.
A surgencia é evidenciada analisando as curvas IPR e TPR. A IPR – Inflow Performance
Relationhsip é a curva de desempenho do reservatório, também conhecida como curva de pressão
disponível e relaciona a pressão de fluxo no fundo do poço com a vazão de líquido produzido medido em
superfície. A curva de pressão requerida ou TPR – Tubing Performance Relationship refere-se ao
escoamento no interior da coluna de produção e representa a pressão de fluxo de fundo de poço
necessária para vencer as resistências ao escoamento. Para aumentar a vazão é necessário uma
diminuição da pressão de fundo de poço na curva disponível, no entanto, na curva de pressão requerida,
acontece o contrário, é necessário aumentar a pressão. A interseção destas curvas resulta em uma condição
que atende estas solicitações opostas, é o ponto ótimo de operação, Fig. 1a, e identifica a surgencia do
poço. A não interseção significa que o poço é não surgente e exige a utilização de um método de elevação
artificial para viabilizar sua produção, Fig. 1b.
Figura 1 – (a) Condição de surgência e (b) de não surgência do poço.
2 O método gas-lift contínuo
É um dos métodos de elevação artificial largamente utilizado na indústria de petróleo e consite na
injeção de gás pressurizado pela cabeça do poço. É considerado uma extensão do fluxo natural visto que
atua no aumento da razão gás-líquido (RGL) diminuindo a densidade da mistura e consequentemente o
peso da coluna hidrostática, logo o gradiente de pressão. Isto implica na redução da pressão de fluxo do
fundo do poço e aumento de vazão para uma pressão na cabeça do poço constante. Existem duas variantes
do método, o gas-lift contínuo (GLC) e o gas-lift intermitente (GLI). O GLC é a mais utilizada em virtude
da sua robustez, baixo custo, simplicidade, facilidade de manutenção e a larga faixa de vazão. No entanto
as condições de produção e as características de fluxo de cada reservatório influenciam no seu
desempenho. Normalmente o GLC é utilizado em poços que possuem altos cortes de água (BSW), razão
gás-óleo (RGO) ou pressão estática baixa (Subash et al. 2007).
Um sistema de gas-lift é ilustrado na Fig. 2a. O gás é recebido e pressurizado pelo compressor, em
seguida é distribuído pelo manifold, onde a taxa de injeção é controlada por um ckoke, então segue pelo
espaço anular revestimento/coluna de produção e ingressa para o interior da coluna através da válvula
operadora alojada no mandril localizada na parte mais profunda do poço. Neste ponto o gás injetado é
misturado com o fluido proveniente do reservatório e elevado para a superfície (Cedeno e Ortlz, 2007):
Petro & Química
3
pela redução da densidade dos fluidos e do peso hidrostático da coluna de produção, fazendo com que
o drawdown aumente;
pela expansão do gás injetado, que empurra os fluidos à frente diminuindo ainda mais a densidade da
mistura; e,
pelo deslocamento dos fluidos através de grandes golfadas de gás.
Figura 2 – (a) sistema de gas-lift com detalhes dos equipamentos, (b) efeito do posicionamento das válvulas.
O dimensionamento de um sistema de GLC consiste em especificar as vazões possíveis de serem
produzidas ao longo do tempo, determinar o o volume de gás a ser injetado e da composição da coluna a
ser instalada no poço, ou seja, do diâmetro do tubo, do tipo e da profundidade dos mandris, e da
especificação das válvulas de gas-lift usadas para permitir a partida e a operação do poço, sob diversas
Petro & Química
4
condições de reservatório (Peixoto, 1995). O sistema de GLC pode ser melhor compreendido analizando a
Fig. 2b, na parte superior é ilustrado a redução do gradiente de pressão acima do ponto de injeção que
promove uma diminuição da pressão ao longo de toda a coluna. Na parte inferior a curva IPR mostra que
quanto mais profunda for assentada a válvula de injeção maior o drawdown e por tanto melhor a vazão de
produção.
3 Vazão econômica de gás injetado
A otimização de gas-lift refere-se à elaboração da curva de desempenho e a escolha do ponto
econômico de operação. A curva de performance de um poço é traçada utilizando correlações de fluxo
multifásico, tal como descrito em Saad e Romero (2013). Neste trabalho a correlação escolhida é a de
Beggs e Brill Original (BBO). Para determinar o volume de gás necessário a ser injetado para produzir
determinado volume de fluido utiliza-se o parâmetro RGLI, que representa a razão entre a vazão de gás
injetado ( ), em MCF/d, e a vazão de líquido produzido ( ), , sendo
, é a razão gás-líquido acima do ponto de injeção, SCF/bbl; é
a razão gás-líquido natural (ou seja, abaixo do ponto de injeção), SCF/bbl; é a vazão de produção
desejada, bbl/d. É evidente que a RGLI deve ser a menor possível, isto é, procura-se maximizar a
quantidade de líquido produzido com a mínima quantidade de gás injetado. Esta relação é melhor
visualizada na Fig. 3, onde o ponto econômico é representado pela letra “E”. O ponto ótimo é “O” e a
partir dele qualquer incremento na vazão de gás injetado provocará uma redução na vazão de líquido
produzido. Estes pontos não são iguais. Ressalta-se que o fato de trabalhar com o método de GLC entre os
pontos “E” e “O” só é aceitável quando o custo da compressão do gás é baixo.
Figura 3 - Vazão econômica de gás injetado e ponto ótimo de operação. Fonte: (Oliveira, 2010).
4 Pressão de injeção do gás em superfície
Para determinar a pressão de injeção do gás na superfície é necessário conhecer o
gradiente de pressão no espação anular coluna de produção/revestimento,
e
a pressão de injeção para abertura da válvula operadora Pinjvalve a uma profundidade D. A pressão de
injeção é obtido de (Economides, 1994):
Petro & Química
5
( )
⁄ (1)
As pressões são dadas em psia; é a gravidade específica do gás, adimensional; D é a profundidade
vertical verdadeira, ft; T é a temperatura média do gás, °R, e; Z é o fator compressibilidade baseado na
temperatura e pressão média do gás que pode ser obtida de gráficos como o proposto por Winkler (1959).
Geralmente, os valores para a temperatura e a pressão média são assumidos como sendo a média
aritmética dos valores na cabeça e no do fundo do poço. Segundo Bradley (1992), esta consideração é
apropriada uma vez que o incremento de temperatura com a profundidade do poço tende a resultar em
uma desindade contante para o gás. Uma forma aproximada da Eq. (1) foi proposta por Gilbert (1954),
considerando = 0,7, Z = 0,9 e T = 600 °R.
(
) (2)
5 Profundidade de assentamento da válvula
Considerando que o nível estático é
, no qual HC é a profundidade vertical até os
canhoneados; PE é a pressão estática e GE é o gradiente estático dos fluidos produzidos, pode-se
determinar a profundidade de assentamento da válvula D da Fig. 4.
(3)
Sendo, GD o gradiente dinâmico abaixo do ponto de injeção; GG é o gradiente estático do gás no anular.
Figura 4 – Profundidade da válvula de gas-lift. Fonte: (Oliveira, 2010).
Petro & Química
6
6 Vazão volumétrica de gás através da válvula de gas-lift
O escoamento através da maioria das válvulas de GL ocorre em fluxo não-crítico e a vazão
volumétrica de gás nas condições padrão, mscf/d @14,6 psia e 60°F, é governada pela equação do
escoamento através de um orifício, calculada com base na equação de fluxo através de bocais, que
segundo Thornhill-Craver (Cook e Dotterrweich, 1946) é
√ (
)
⁄
⁄
√ (4)
sendo, é o coeficiente de descarga; A é a área abertura, pol2; é a pressão à montante, psia; é a
pressão à jusante, psia; = ; g é a aceleração da gravidade, ft/s2; k é a relação entre os calores
específicos e é a temperatura à montante, °R. Esta equação é complexa por esta razão em alguns casos
utiliza-se um gráfico para estima-la.
7 Curvas do gradiente de pressão no interior da coluna
A figura 5 apresenta um esquema de poço com GLC e os gradientes de pressão envolvidos na
produção, a legenda descreve as curvas apresentadas.
Figura 5- Poço equipado com GLC e gradientes de pressão envolvidos.
Fazendo um balanço à jusante e à montante do ponto de injeção, obtém-se a seguinte relação:
(5)
Petro & Química
7
sendo, e as pressões de fluxo de fundo e na cabeça do poço respectivamente; o gradiente
dinâmico acima do ponto de injeção; o gradiente dinâmico abaixo do ponto de injeção; D a
profundidade da válvula operadora; HC a profundidade dos canhoneados; e DP o diferencial mínimo de
pressão de abertura da válvula.
Equação 5 é a base para o projeto, dimensionamento e análise de instalações de GLC (Santarem,
2009). Existem duas variáveis com grande influencia sobre o perfil de pressão. A primeira é a
profundidade de injeção, que por sua vez depende da pressão disponível do gás injetado na superfície, ou
seja, quanto maior for essa pressão, maior será a profundidade da válvula operadora. A segunda variável
com forte influencia é a vazão de gás injetado.
8 Aplicação na otimização do um sistema de GLC
Trata-se de uma configuração contendo um poço vertical onshore não surgente, com os fluidos
sendo produzidos e escoados mediante tubulações desde a cabeça do poço até um tanque de
armazenamento, segundo disposição simplificada mostrada na Fig. 6a, enquanto que a interpretação desta
configuração na simbologia Pipesim® é visualizada na Fig. 6b. O modelo blackoil foi utilizado para
caracterizar os fluidos. Dados operacionais de campo foram utilizados e são relacionado a seguir: Razão
gás/líquido 89 sm3/sm3, volume de água e sedimentos 0,6, densidade relativa do gás 0,64, densidade
relativa da água 1,02, grau API do óleo 28,8, viscosidade do óleo morto 2,87 cP a 90 °C e 82,5 cP a 20 °C.
Profundidade da coluna de produção 2743 m, intervalo dos canhoneados 2784 m a 2930 m, ID coluna de
Produção em 2621 m; 3,96 pol e em 2743 m 6,18 pol.
Figura 6 – (a) Layout do poço e (b) representação no ambiente Pipesim®.
Adicionalmente, a pressão estática e temperatura do reservatório são 210 kg/cm2 e 94 ºC
respectivamente, o índice de produtividade (IP) é 6,1 STB/d/psi e a pressão com que os fluidos chegam à
plataforma 12,3 kg/cm2.
A otimização do método GLC consiste em determinar: (i) o diferencial mínimo de pressão para
abertura da válvula operadora; (ii) a pressão ótima de injeção na superfície; (iii) a taxa de injeção ótima de
gás; e (iv) a disposição dos mandris de gas-lift ao longo da coluna de produção. As simulações foram
realizadas no software Pipesim® (Pipesim, 2011).
Petro & Química
8
Para determinar o diferencial mínimo de pressão para a abertura da válvula operadora (DP na Fig.
5), fixa-se a temperatura e a pressão de injeção do gás em 48 °C e 80 kg/cm2, respectivamente, assim
como a profundidade máxima do mandril é restrita a 2743 m. Com estes parâmetros é determinada a
vazão de fluidos produzidos e a profundidade da válvula para diversas taxas de injeção de gás
considerando diferencial de abertura de 15 kg/cm2 e 20 kg/cm2. Os resultados são mostrados na Fig. 7.
Constata-se que a produção é maximizada para injeção de 6 MMscf/ de gás, que é o ponto ótimo. Por
outro lado, quanto menor o diferencial de pressão para abertura da válvula, maior é a vazão de produção.
A localização da válvula de injeção tem influência importante na produção e depende do diferencial de
abertura. Figura 7 mostra que existe uma profundidade máxima da válvula que corresponde ao ponto
ótimo. Profundidades menores ou maiores afetam negativamente a produção. Finalmente, verifica-se que
se a válvula é calibrada para abrir com baixo diferencial de pressão, é possível que seja alocada mais
próxima à região canhoneada, maximizando a produção de fluidos.
Figura 71 – Influencia da abertura da válvula nos fluidos produzidos para diversos volumes de gás injetado.
Da análise apresentada temos que para uma profundidade máxima da válvula é 1829 m, regulada
para um DP de 15 kg/cm2, obtem-se uma vazão máxima de 654,7 std m3/d, com vazão ótima de injeção
de gás de 6 MMscf/ de gás.
Uma outra análise que deve ser realizada para a otimização do sistema de GLC é a avaliação da
pressão ótima de injeção do gás na superfície. De forma similar ao caso anterior, foi necessário fixar
alguns parâmetros, neste caso a pressão mínima de abertura da válvula operadora em 15 kg/cm2. Os
resultados para diferentes pressões de injeção na superfície são apresentados na Fig. 8. Observa-se que
maiores vazões de produção são obitidas com pressões de injeção elevadas. Ainda na figura 8, verifica-se
a profundidade ótima para alocação do mandril, são 1567 m e 1826 m para as pressões de 70 kg/cm2 e 80
kg/cm2 respectivamente. A pressão ótima de injeção é de 80 kg/cm2 a uma taxa de injeção de gás ótima de
6 mmscf/d. Mas como já discutido, não é viável trabalhar na taxa ótima, uma vez que qualquer incremento
na mesma acarretará em uma redução da vazão de liquido, sendo assim, a taxa econômica está em torno
de 5,8 mmscf/d para uma pressão de injeção é de 80 kg/cm2.
Petro & Química
9
Figura 8 - Influencia da taxa de injeção de gás vazão de produção.
Na Fig. 9 a linha contínua vermelha representa esta profundidade da válvula quando se trabalha
com uma pressão de injeção de 80 kg/cm2, 1826 m, a linha contínua em azul representa o gradiente de
pressão ao longo da coluna de produção e a linha verde o gradiente de gás injetado.
Figura 9 - Profundidade de assentamento da válvula.
A otimização do sistema de gas-lift é concluída quando se tem dados referentes a configuração de
todas as válvulas. Nesta etapa a simulação é feita através do módulo Gas Lift Desgin onde fixou-se alguns
valores, tabela 1.
Tabela 1 - Dados utilizados para otimização do sistema de GLC.
Parâmetro valor
Profundidade máxima de assentamento da válvula operadora, m 2651
Pressão de injeção na superfície, kg/cm2. 80
Petro & Química
10
Diferencial mínimo para abertura da válvula operadora, kg/cm2. 15
Pressão na cabeça do poço, kg/cm2. 12,33
Vazão de injeção de gás, mmscf/d 5,8
Temperatura do gás na superfície, °C 48
Gravidade específica do gás injetado, [-] 0,84
A figura 10 apresenta as curvas referentes à posição da válvula operadora e das válvulas de
descarga. O quadrado cheio vermelho representa a pressão e a posição da válvula de descarga.
Figura 10 - Método de GLC otimizado para o poço.
A tabela 2 apresenta as características das válvulas que irão equipar o poço para obter um melhor
desempenho.
Tabela 2a - Características das válvulas.
TVD,
m Modelo
Tamanho,
Pol
Pteste,
kg/cm2 Status
893 SLB (Camco) R20 ¼ 81,7 Semi-aberta
1296 SLB (Camco) R20 3/8 76,7 Fechada
1826 SLB (Camco) RDO ½ Orifício Completamente aberta
Petro & Química
11
Tabela 2b - Características das válvulas.
TVD,
m
Pressão de
abertura, kg/cm2
Pressão de
fechamento, kg/cm2
Vazão de
produção, std m3/d
Taxa de gás
para descarga,
mmscf/d
893 80 77,34 372,6 0,978
1296 80,19 75,93 560,2 2,68
1826 - - 651 5,8
Depois de concluida a otimização do método de GLC, o poço é equipado para produzir. O ponto
de operação, que é onde as curvas TPR e IPR se cruzam é a vazão máxima de produção que o poço pode
proporcionar a uma determinada pressão de fluxo de fundo de poço. Para o caso estudado este ponto
correponde a 167 kg/cm2 de pressão de fluxo produzindo a uma vazão de 592 sm3/d. O gradiente de
pressão na coluna diminui acima do ponto de injeção, isto por causa da gaseificação dos fluidos vindos do
reservatório.
9 Considerações finais
Prever quando o poço irá perder surgência e realizar o dimensionamento e a otimização de um
método de elevação artificial é de extrema importância no projeto de poço, evitando assim futuras
intervenções. A técnica utilizada pelo Pipesim® para realizar a simulação do sistema de gas-lift para um
poço onshore mostrou-se eficiente uma vez que os resultados obtidos condizem com os encontrados na
literatura.
Verificou-se diversos parâmetros operacionais para obter o melhor desempenho do poço quando
este está equipado com gas-lift contínuo. A análise do diferencial mínimo de pressão para abertura da
válvula operadora, neste caso de 15 kg/cm2, é importante para o dimensionamento do método, uma vez
que este apresenta influência direta na vazão de produção. Determinar a taxa de injeção ótima de gás
também é muito importante para a otimização, neste caso de 6 MMSCF/d, sendo que este também
apresenta uma relação direta com a vazão de produção. Apesar do presente estudo não apresentar uma
análise termoeconômica para poder analisar quando é a taxa econômica de injeção de gás. Neste estudo
considerou-se uma injeção de 5,8 mmscf/d.
Aferir quando o poço irá perder surgência e dimensionar um método de elevação artificial é
fundamentalmente importante para evitar despesas adicionais com futuras intervenções. As modelagens e
as simulações realizadas nos software comerciais tem um caráter muito importante no desenvolvimento
dos projetos de poço.
10 Agradecimentos
Os autores agradecem à Schlumberger pela concessão das licenças acadêmicas do software
Pipesim®. Agradecemos também aos funcionários da Schlumberger/Rio de Janeiro: Mariana Costa,
Raphael Milanez e Welyson Oliveira, pelo suporte técnico e oportunas sugestões proporcionadas durante
o desenvolvimento deste estudo.
Petro & Química
12
11 Bibliografia
Cedeno, M.; Ortlz, J.. (27-29 de abril de 2007). SOLAG: An Intelligent Gas Lift Optimization System for
Continuous and Intermittent Gas Lift Wells.
Bradley, H. B.. (1992). Petroleum Engineering Handbook (3ª ed.). Richardson, TX, U.S.A.
Cook, H. L.; Dotterweich, F. H.. (1946). Report on Calibration of Positive Flow Beans Manufactured by
Thornhill-Craver Company Inc., Huoston, Texas. C. Of Arts and Industries, Kingsville.
Economides, M.; Ehligh-Economides, C.; Hill, A.. (1994). Petroleum Production Systems.
Gilbert, W.. (1954). Flowing and Gas-Lift Well Performance.
Oliveira, G. H.. (2010). GAS-LIFT CONTÍNUO. Treinamento Petrobras.
Peixoto, G. A.. (1995). OTIMIZAÇÃO DO DIMENSIONAMENTO DE GAS-LIFT CONTÍNUO EM
POÇOS MARÍTMOS. Dissertação de Mestrado, UEC, Engenharia de Petróleo, Campinas, SP.
Pipesim: Fundamental Training and Exercise Guide, Version 2011.1, Schlumberger, 2011.
Santarem, C. A.. (2009). Análise de Sistemas de elevação artificial por injeção de nitrogênio para
surgência de poços e produção. Rio de Janeiro.
Saad, H. C.; Romero, O. J.. Transporte de óleo multifásico em tubulações onshore: influência do atrito e
da perda de calor. Petroquimica, submetido. 2013.
Subash, S.; George, J.; Leonid, A.. (30 de April de 2007). The Use of Subsea Gas-Lift Deepwater
Applications.
Winkler, H. W.. (1959). How to Improve Your Gas Lift Installations - Part I: Pressure at Depth
Determinations. Worl Oil.
Top Related