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SISTEMAS DE ELEVAÇÃO DE PETRÓLEO
Elevação Natural
Elevação Artificial
Fases da vida de um poço
• Surgente (elevação natural)
Vazão declinante juntamente com energia do reservatório (pressão)
• Elevação artificial– Reduz pressão no fundo do poço (aumenta
diferença de pressão entre poço e reservatório)– Transporta fluidos produzidos até a superfície
Elevação natural
• Produção ocorre principalmente devido a dois fatores principais:– Descompressão
• Expansão dos fluidos no reservatório
• Redução no volume dos poros
– Deslocamento por outro fluido
• Mecanismos de produção– Capa de gás
– Gás em solução
– Influxo de água
– Segregação gravitacional
Elevação Artificial
• Principais métodos
– Gas Lift Contínuo ou Intermitente (GLC, GLI)
– Bombeio Centrífugo Submerso (BCS)
– Bombeio Mecânico (BM)
– Bombeio por Cavidades Progressivas (BCP)
Seleção do método de elevação• Depende de:
– Número e diâmetro dos poços– Razão gás-líquido– Produção de areia– 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– Disponibilidade de equipamentos– Disponibilidade de pessoal treinado– Aspectos econômicos: custo inicial e operacional– Segurança
Elevação natural – Poços surgentes
• Energia do reservatório responsável pelo escoamento dos fluidos produzidos:– No reservatório, até o fundo do poço: fluxo no meio poroso;– Na coluna de produção: fluxo na coluna de produção ou
elevação;– Na linha de surgência, até as facilidades de produção
(separador): fluxo na superfície ou coleta.• Produção em poços surgentes com menos problemas operacionais
– Equipamentos mais simples– Menor custo por volume produzido– Maiores vazões
• Interesse em prolongar a fase de elevação natural
Poços surgentes
• Fatores que influem na produção por surgência
– Propriedades dos fluidos– Índice de produtividade do poço– Mecanismo de produção do reservatório– Existência de dano decorrente da perfuração ou completação– Estimulação– Isolamento adequado das zonas de gás e água– Características dos equipamentos de poço e superfície (restrições,
perdas de carga, etc)
• Monitoramento através de:– Acompanhamento da produção e realização de testes periódicos– Avaliação da queda de pressão no reservatório
Etapas no escoamento dos fluidos
• Sistema de escoamento composto de – Fluxo no reservatório
– Fluxo na coluna de produção
– Fluxo na linha de surgência
• Pressão no separador depende
– Frações de gás separado
– Pressões de bombeio e compressão a jusante
• Vazão produzida depende da diferença entre as pressões do reservatório e do separador
– Gradiente hidrostático
– Perda de carga
Fluxo no reservatório
• Para pressão no fundo do poço maior que a de saturação
– IP e Pe constantes (variação lenta com o tempo)
– Pw = Pe – q / IP (IPR)
Fluxo no reservatório• Pressão de fundo menor ou igual à de
saturação;– Fluxo de gás e líquido
– Liberação de gás aumenta sua saturação
– Variações nas permeabilidades relativas
– Índice de produtividade não mais constante
• Modelo de Vogel– Correlação de vários poços com gás em
solução
– Fluxo bifásico
– q / qmax = 1 – 0,1 [Pw / Pe] – 0,8 *[Pw /Pe]2
– Adequado também para capa de gás e pequeno influxo de água
– Outras correlações• Dano, etc
• Medição direta
Fluxo na coluna de produção
• Escoamento ocorre devido à diferença ΔP = Pw – Pcab
• ΔP suficiente para– Coluna hidrostática– Atrito
• Vazão• Diâmetro• Rugosidade• Comprimento
– Aceleração (se fluido compressível)• Presença de gás
• Variação com a vazão
Pw = Pcab + ρgh + atritocol + aceleração
Escoamento multifásico vertical
• Fases líquido e gás
• Velocidades diferentes para cada fase
• Razão gás-líquido e arranjo das fases variáveis ao longo da coluna
• Determinação das perdas por atrito mais complexa
• Gradientes hidrostático e dinâmico não mais representados por retas
• Necessidade de indução de surgência
Solução de problemas de fluxo• Determinação do gradiente
dinâmico de pressão– Medição direta no poço– Simuladores de fluxo multifásico– Curva mestra de fluxo vertical
multifásico
• Cálculo do escoamento multifásico– Correlações com diferentes graus de
complexidade e empirismo– Correlações baseadas em conjunto
de amostragens.– Extrapolação leva a resultados
duvidosos– Necessário verificar qual correlação
é mais adequada a cada poço
• Correlações para fluxo multifásico– Categoria A: densidade
média da mistura, não considera escorregamento nem padrão de fluxo
– Categoria B: considera o escorregamento mas não os padrões de fluxo, densidade calculada a cada ponto
– Categoria C: considera escorregamento e padrão de fluxo
Curva mestra de fluxo vertical multifásico
Fluxo na superfície
• Ocorre devido à diferença
ΔP = Pcab – Psep
• ΔP suficiente para– Diferença de altura– Atrito– Aceleração (se houver)
Pcab = Psep + ρ g Δzsup + atritosup
Escoamento multifásico horizontal
• Dificuldades semelhantes ao caso vertical
• Estratificação
• Padrões de escoamento diferentes
• Terreno ondulado
• Correlações
• Maiores margens de erro
• Trecho horizontal contribui com parcela menor de perda de pressão
Sistema poço - superfície
• Soma das curvas
Pw = Pcab + ρgh + atcol
Pcab = Psep + Δzsup + atsup
• Pw = Psep + ρgh + ρ g Δzsup + atritocol + atritosup
Regulador de fluxo (choke valve)
• Controle da produção do poço
• Desejável fluxo crítico na restrição– Variações no separador não
influenciam no reservatório
• Correlações para fluxo crítico em escoamento multifásico– P = φ (q, RGL, abertura)
Ponto de operação
• Superposição das curvas do reservatório e do sistema poço-superfície
• Elevação artificial modifica a curva do sistema poço-superfície
Gas Lift
• Usa energia do gás comprimido para elevar os fluidos na coluna de produção
• Gás usado para reduzir a densidade da coluna fluida e/ou deslocá-la
• Ampla faixa de aplicação
– Vazão de 1 a 1700 m3/dia
– Profundidade até 2600 m (depende da pressão de gás de injeção)
– Baixo custo de instalação
• Aplicável a
– Poços produtores de areia
– Poços com altos teores de gás
• Custos reduzidos
Gas Lift
• Utiliza energia do gás comprimido
• Gás injetado na base da coluna
• Redução de densidade e gradiente hidrostático
• Aumento ou viabilização da produção
• Contínuo ou intermitente
Produced
Hydrocarbons
Out
Injection
Gas In
Side Pocket
Mandrel with
Gas Lift Valve
Completion
Fluid
Side Pocket
Mandrel with
Gas Lift Valve
Single Production
Packer
Side Pocket
Mandrel with
Gas Lift Valve
Tipos de gas lift
• Contínuo – Poço opera de forma
semelhante à elevação natural
– Injeção controlada e contínua de gás a alta pressão
– Aumento da vazão de gás na coluna reduz o gradiente de pressão (até certo ponto)
– Controle do gás injetado feito na superfície através de válvula (choke)
– Indicado para poços com maior IP e pressão estática
• Intermitente – Deslocamento de golfadas de
líquido
– Injeção de gás periódica, vazões mais altas
– Intermitor de ciclo
– Poços com produção menor, já parcialmente depletados
Sistema de Gas Lift
Tipos de instalação
• Depende de :– GLC ou GLI
– Completação do poço
– Produção de areia
– Previsões para IPR
– Etc
Instalação aberta
• Sem packer e válvula de pé
• Poços de boa produtividade e pressão de fundo elevada
• Selo de fluido
• Casos em que não se possa instalar packer
Instalação semi fechada
• Packer vedando espaço anular
– Anular opera sem líquido
– Nível de fluido no anular independe da pressão de gás injetado
– Gás não atinge a extremidade da coluna e só penetra na coluna através das válvulas – melhor controle da operação
– GLC ou GLI
Instalação fechada
• Packer e válvula de pé
• Para gas lift intermitente
• Válvula de pé evita que a pressão do gás seja transmitida para o reservatório pela coluna de produção
• Desaconselhado para poços produtores de areia
Válvulas de gas lift
• Reguladoras de pressão entre anular e coluna– Descarga do poço
(início)– Injeção de gás
• Válvulas de descarga• Válvula operadora
• Acionadas por– Pressão no anular– Pressão na coluna de
produção
Descarga de poço com Gas Lift
• Retirada do fluido de amortecimento
• Injeção de gás pelo anular• Fluido retirado pela coluna• Válvulas de descarga
gradualmente vão se fechando• Operação através da válvula
operadora• Dimensionamento de
profundidades, pressão de calibração e orifícios das válvulas, vazão de gás injetado, etc
• Simuladores de fluxo multifásico
Gas Lift Contínuo GLC
• Injeção contínua na base da coluna• Vazão proporcional à produção• Controle do gás na superfície (válvula)• Profundidade de injeção
– Menor vazão e maior pressão de gás– Depende da pressão disponível
• Indicado para poços “jovens”– Alto IP– Pe > 40-70% Phidr
Gas Lift Intermitente
• Injeção intermitente
• Vazão elevada de gás
• Produção em golfadas
• Controle do gás através de intermitor
• Fluxo no reservatório não é afetado pela aplicação contínua de alta pressão (vv. pé)
• Indicado para reservatórios em declínio (baixa pressão de fundo)
• Baixas vazões de produção• Escorregamento do líquido (1,5
a 2 % para cada 100 m)• Penetração do gás na golfada
(interface mecânica)
Gas Lift Intermitente
• Fases do GLI– Alimentação: intermitor e
vv operadora fechados, vv pé aberta
– Injeção: intermitor e operadora abertos, vv pé fechada
– Redução de pressão: intermitor fechado, inicialmente operadora aberta e pé fechada, posteriormente inversão
– Ciclo de minutos a horas
Bombeio Centrífugo SubmersoBCS
• Método em expansão
• Versatilidade crescente dos equipamentos disponíveis
• Inicialmente indicado para altas vazões de óleo e água, baixo RGL
• Tendências atuais
– Maiores viscosidades
– Maior quantidade de gás
• Bomba centrífuga e motor
• Energia transmitida através de cabo elétrico
• Fluido recebe energia de pressão e é elevado à superfície
• Pressão de fundo aliviadamaior produção
• Viscosidade e presença de gás
Energia fornecida pela bomba
• 1. Curva IPR• 2. Determinar pressão de fundo na vazão
desejada• 3. Gradiente de pressão a partir da pressão de
fundo• 4. Gradiente dinâmico a partir da pressão na
cabeça• 5. Determinar profundidade da bomba a
partir da submergência desejada• 6. Determinar diferencial de pressão a ser
fornecido pela bomba
BCS Instalação típica
BCS
Esquema de instalação de BCS onshore
( Fonte: Catálogo Reda)
Bomba BCS
• Centrífuga de vários estágios
• Estágio com rotor e difusor
• Rotação de 3500 rpm
• Vazão de 20 a 10000 m3/dia
• Altura até 5000 m
• Diâmetro da bomba e do poço
• Folga para cabo elétrico
Curva da bomba BCS
• Curva levantada com água
• Necessidade de correção para densidade e viscosidade
• Potência proporcional à densidade do fluido
Componentes de subsuperfície
• Admissão da bomba– Simples
– Com separador de gás, estacionário ou centrífugo
• Motor elétrico– Trifásico, dipolo, de indução
– 3500 rpm a 60 Hz
– Operação em ambiente adverso: pressão, temperatura e fluidos
– Carcaça cheia de óleo mineral para isolamento elétrico, lubrificação e resfriamento
Componentes de superfície
• Quadro de comando– Chave, registrador de
corrente, relés de sub e sobrecarga
• Transformador
• Cabeça de produção– Passagem extra para cabo
elétrico
• Caixa de ventilação
• Válvula de retenção
HSP (Hydraulic Submersible Pump)
TURBINE
25 STAGES
PUMP
17 STAGES
NRV
SSSV
VENTURIFLOWMETER
SLIDING SLEEVE /FLAPPER VALVESYSTEM FOR PUMPEDAND FREE FLOWOPTIONS
PRODUCTIONPACKER
BYPASS LOGGINGNIPPLE
PUMP
TURBINE
NON-RETURNVALVE
Bombeio mecânico com hastesBM
• Mais utilizado
• Bomba alternativa no fundo do poço
• Para baixa e média profundidade
• Tolera gás (melhor que BCS e BCP)
• Desaconselhado para poços não verticais e com areia
BM - Componentes
• Bomba de subsuperfície
• Coluna de hastes
• Unidade de superfície
Bomba de subsuperfície
Coluna de hastes
• Hastes de aço (fibra de vidro)
• Haste polida- vedação
• Carga nas hastes
– Peso, empuxo
– Aceleração, atrito com coluna
– Peso fluido acima da bomba
– Carga total diagnóstico da operação
• Carta dinamométrica
• Volume bombeado depende do movimento relativo entre o pistão e a camisa da bomba- curso efetivo do pistão
• Diferença entre curso do pistão e da haste polida devidos à elasticidade da coluna de hastes, da coluna de produção e
ao sobrecurso (inércia)
Unidade de superfície
• Estrutura
• Contrapesos– Equilíbrio de torques
• Caixa de redução– 600 rpm para 20 cpm
– 50 % do custo da unidade
• Motor
Bombeio por Cavidades Progressivas - BCP
• BCP na coluna de produção• Acionamento por coluna de hastes rotativas
– (ou motor elétrico ou hidráulico de fundo)• Adequada para fluidos viscosos, com sólidos em
suspensão, e pequenas quantidades de gás• Utilização em crescimento acelerado• Baixo cisalhamento dos fluidos
Bomba de cavidades progressivas
• Rotor e estator
• Vazão proporcional à rotação
• Lubrificação pelo líquido bombeado
• Pressão limitada
• Torque constante
– Menor potência
Sistemas de bombeio por BCP
• Vazão até 230 m3/dia, proporcional à rotação
• Profundidade até 2000 m (lim. pressão)
• Torque constante• Rotação 200 rpm (até
500)• Poços não verticais
Stator
Vertical
Electric Wellhead
Drive
Casing
Production Tubing
Sucker Rod
Sucker Rod Coupling
Tubing Collar
Rotor
Tubing Collar
Tag Bar Sub
Progressing Cavity Pump
Flexible Shaft and Intake
Seal
Gear Reducer
Motor
BCP Coluna de hastes
• Esforços
– Peso próprio e da bomba
– Pressão diferencial através da bomba
– Torção decorrente do torque da bomba e dos atritos com a coluna e fluidos
BCP Equipamentos de superfície
• Motor
• Redutor
• Sistema de freio