elevacao itens 5 a 10

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

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

Permeabilidade é a medida da capacidade de uma rochapermitir o fluxo de fluidos

Lei de Darcy.Desempenho do Reservatório

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]

ppAkq 21

Lei de Darcy -- Escoamento Radial.Escoamento Radial.Desempenho do Reservatório

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=

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

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

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

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

( )( )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

100500

100015002000

P em kgf/cm2

( ) ( )( )rrB

ppkh5452stdqeoo

eoo ln

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

0 500 1000 1500 2000

Raio (m)

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

we rrμwfPq =

wfr −=IP

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

1q satq maxq

(IPR Vogel)maxq

Tg α = IP

2q(IPR Reta)

VAZÃO

IPR Vogel.

IPR - Modelo de Vogel.Desempenho do Reservatório

0,0 0,2 0,4 0,6 0,8 1,0

qo/qomax

p wf/p

pp2,01

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−⎟⎟

⎞⎜⎜⎝

⎛−=

Gráfico

0 1000 2000 3000 4000

Vazão de óleo (m3/d)

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.

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000

Vazão (m3/d)

qo1AOF

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

q aq d

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 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000

Vazão (m3/d)

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

Exercício sobre IPR - Depleção

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000

Vazão (m3/d)

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)

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?

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...

cmkgfdm40

cmkgf170180

)PwfPe(qIP =

⎥⎦⎤

⎢⎣⎡−

⎥⎦

⎤⎢⎣

cmkgfdm20

cmkgf150180

)PwfPe(qIP =

⎥⎦⎤

⎢⎣⎡−

⎥⎦

⎤⎢⎣

Exercícios propostos sobre IPR.

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.

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.

0 Pressão

Canhoneados

q1 < q2 < q3

Pressão

Vazãoq1

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.

Sensibilidade ao diâmetro da coluna .

Sensibilidade à RGO .

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

Pdisp_APdisp_A = f ( PE, IP, q )= f ( PE, IP, q )

Vazão - [m3/d]

Ponto de equilíbrio:

Pwf = 170 kgf/cm2

ql = 1930 m3/d

Interseção das curvas ponto de equilíbrio.

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

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.

PANMBR

DISTÂNCIA

Gradiente de Pressão

POÇO SURGENTE

PANMBR

DISTÂNCIA

POÇO NÃO-SURGENTE (Poço danificado)

PANMBR

POÇO NÃO-SURGENTE (Depleção)

DISTÂNCIA

VAZÃO

PRESSÃO

Pressão disponívelPressão disponível

VAZÃO

PRESSÃO

Pressão requeridaPressão requerida

VAZÃO

PRESSÃO

SoluçãoSolução

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)

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

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

Separador de gásProtetor

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

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.

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

Altura manométrica total

Vazão

Faixa de máxima eficiência

Eff (%)

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;

Freqüência elétrica de operação;

Resistência de isolação do conjunto;

Resistência de continuidade.

Operação do bcsVariáveis monitoradas

605040

302010

876 AM

Gás livre nabomba

Carta amperimétrica

OPERAÇÃO NORMAL

GÁS LIVRE NA BOMBA

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.

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

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

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

• 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

Bombeio de Cavidades Progressivas

• 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

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

Estator

• 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

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;

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

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

Lâmina dágua(a)

1970 1980 1990 2000 2010

Águas rasas

Coluna sedimentar (s)

Águas profundas

Águas ultra profundas

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

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

VAZÃO

Pwf Pe e

PRESSÃO

E&P-ENGP/EE

Bombeamento de FundoBombeamento de Fundo

VAZÃO

Pwf Pe e

PRESSÃO

E&P-ENGP/EE

VAZÃO

Pwf Pe e

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

FPSO - DP - SEILLEAN

1600 m

1323 mLâmina d’água

DPR - 5,625” ID

1076 m

ANM - GLLEDP

BCSS - Encapsulada900 HP - 25.000 bpd

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

•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 (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 4 8 12 16 20 24 28

Temperatura (C)

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

Trecho da Flowline

Trecho da Coluna de Produção

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 5 10 15 20 25 30

Temperatura (C)

Inib = 0%Inib = 10%Inib = 20%

Remediação de Hidratos

–– DespressurizaDespressurizaççãoão da linhada linha

–– AquecimentoAquecimento

–– IntervenIntervençção mecânicaão mecânica

–– InjeInjeçção de inibidoresão de inibidores

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