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UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE
CENTRO DE TECNOLOGIA
CURSO DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE PETRÓLEO
METODOLOGIA PARA AUMENTO DA PRODUÇÃO EM POÇOS DE PETRÓLEO
COM SISTEMA DE BOMBEIO MECÂNICO QUE POSSUEM VAZÃO ABAIXO DO
POTENCIAL EM CAMPOS DA BACIA POTIGUAR
Thaise Maria Silva de Paula
Outubro, 2018
NATAL, RN
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CEP/CT/UFRN 2018.2
ii Thaise Maria Silva de Paula
Thaise Maria Silva de Paula
METODOLOGIA PARA AUMENTO DA PRODUÇÃO EM POÇOS DE PETRÓLEO
COM SISTEMA DE BOMBEIO MECÂNICO QUE POSSUEM VAZÃO ABAIXO DO
POTENCIAL EM CAMPOS DA BACIA POTIGUAR
Trabalho apresentado ao Curso de
Engenharia de Petróleo da Universidade
Federal do Rio Grande do Norte como
requisito parcial para a obtenção do título
de Engenheiro de Petróleo.
Orientador (a): Dr. Rutácio de Oliveira Costa
Outubro, 2018
NATAL, RN
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CEP/CT/UFRN 2018.2
iii Thaise Maria Silva de Paula
Orientador (a): Dr. Rutácio de Oliveira Costa
METODOLOGIA PARA AUMENTO DA PRODUÇÃO EM POÇOS DE PETRÓLEO
COM SISTEMA DE BOMBEIO MECÂNICO QUE POSSUEM VAZÃO ABAIXO DO
POTENCIAL EM CAMPOS DA BACIA POTIGUAR
Natal, 29 de outubro de 2018
A aluna Thaise Maria Silva de Paula foi considerada aprovada no seu trabalho de
conclusão para obtenção do título de Formação em Engenharia de Petróleo.
Banca examinadora formada por:
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CEP/CT/UFRN 2018.2
iv Thaise Maria Silva de Paula
PAULA, Thaise Maria Silva de. Metodologia para aumento da produção em poços de petróleo
com sistema de Bombeio Mecânico que possuem vazão abaixo do potencial em campos da
Bacia Potiguar. 2018. 74 f. TCC (Graduação) - Curso de Engenharia de Petróleo, Universidade
Federal do Rio Grande do Norte, Natal, Brasil, 2018.
Palavras-Chaves: potencial, perdas, Bombeio Mecânico, metodologia, intervenção no sistema
de elevação, aumento da produção.
Orientador: Prof. Dr. Rutácio de Oliveira Costa
RESUMO
___________________________________________________________________________
Em campos de petróleo onde o número de poços chega a ordem de milhares e os recursos
são escassos para analisar as condições operacionais poço-a-poço, mesmo com a produção
declinando naturalmente, é possível a existência de uma parcela de poços com a vazão atual
abaixo do potencial, a esta diferença, chama-se perda. A ocorrência de poços com perda indica
que ainda há óleo a recuperar do reservatório e consequentemente meios para obter um aumento
na produção. Alguns motivos que levam os poços a produzirem abaixo dos seus potenciais são:
quando o poço não consegue acompanhar o aumento do potencial causado pela utilização de
algum método de recuperação secundária no reservatório, e outro, é quando há ineficiência no
sistema de elevação, neste último caso, através de intervenções simples, é possível restaurar ou
melhorar as condições operacionais dos poços e elevar a produção. Sendo assim, foi proposta
uma metodologia para ser adotada como prática operacional em campo onde, através de
intervenções simples e de baixo custo no sistema de elevação dos poços com perda é possível
obter um aumento na produção. A detecção destes poços foi realizada com o auxílio de uma
ferramenta computacional recentemente desenvolvida chamada Detector de Perdas, cuja
função é identificar os poços de Bombeio Mecânico monitorados pelo sistema de automação,
com maiores chances de perda devido a algum problema no sistema de elevação artificial. A
metodologia foi aplicada em determinados campos da Bacia Potiguar durante o período de oito
meses, entre centenas de poços analisados 30 sofreram intervenções no sistema de elevação. Os
resultados obtidos demonstraram grande eficiência da metodologia empregada e um aumento
significativo na produção de óleo dos campos.
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CEP/CT/UFRN 2018.2
v Thaise Maria Silva de Paula
PAULA, Thaise Maria Silva de. Metodologia para aumento da produção em poços de petróleo
com sistema de Bombeio Mecânico que possuem vazão abaixo do potencial em campos da
Bacia Potiguar. 2018. 73 f. TCC (Graduação) - Curso de Engenharia de Petróleo, Universidade
Federal do Rio Grande do Norte, Natal, Brasil, 2018.
Keywords: potential, loss, Sucker-Rod Pumping, methodology, lifting system intervention,
increase in production.
Tutor: Prof. Dr. Rutácio de Oliveira Costa
ABSTRACT
__________________________________________________________________________
In oil fields where there are thousands of oil wells and resources are scarce to analyze
operating conditions of each one, even with the production declining naturally, it is possible to
exist some wells with a flow below their potential, this difference is denominated loss. The
occurrence of wells with loss indicates that there is still oil to be recovered from the reservoir,
and consequently, an opportunity to increase production. Some reasons that lead a well to
produce below its potential are: when the well is not capable to keep up with the potential
increase caused by the application of a secondary recovery method in the reservoir or when
there is an inefficiency in the artificial lift system. In the last case, by using simple interventions,
it is possible to restore or improve the operational conditions of the wells and increase
production. Therefore, this work proposes a methodology to be adopted in field operations that
uses simple and low-cost interventions in lifting systems of wells with loss, which it is capable
to increase production. The detection of these wells was performed with the aid of a
computational tool recently developed denominated Detector de Perdas, that identifies the
Sucker Rod Pumping wells monitored by the automation system, with higher chances of loss
due to some problem in artificial lift system. The methodology was applied in a number of
fields located at the Potiguar Basin during eight months. Among hundreds of wells screened, a
total of 30 suffered interventions in the artificial lift system. The results obtained demonstrated
great efficiency of the methodology developed and a significant increase in the oil production
of these fields.
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CEP/CT/UFRN 2018.2
vi Thaise Maria Silva de Paula
Dedico este trabalho à minha família, em especial à
minha mãe Edineide Ângela, ao meu padrasto Paulo
Roberto e ao meu irmão Talles.
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CEP/CT/UFRN 2018.2
vii Thaise Maria Silva de Paula
AGRADECIMENTOS
Primeiramente à Deus, pelo dom da vida, pela minha saúde e por ter guiado meus caminhos
até aqui.
À minha mãe, Edineide Ângela pelo amor incondicional, por ser meu maior exemplo de
determinação e força, e por ter investido na minha educação desde sempre. Agradeço também
ao meu padrasto Paulo Roberto pelo amor, apoio e esforço para junto à minha mãe suprir todas
as minhas necessidades.
Aos meus tios do coração que foram fundamentais para que eu pudesse chegar até aqui,
Taisa Accioly e Horácio Accioly, agradeço por todo amor, incentivo e apoio.
À UFRN por ter proporcionado o ensino e a infraestrutura durante os anos de graduação. E
aos professores (docentes) do curso de Engenharia de Petróleo pelos conhecimentos
compartilhados e desafios lançados durante todo o curso.
À professora, Dra. Carla Maitelli, por ter me dado a oportunidade de ser bolsista de Iniciação
Científica no LAUT e a desenvolver diversos trabalhos sob sua orientação. Agradeço também
sua presença na banca de avaliação deste trabalho.
Ao capítulo estudantil SPE UFRN, onde pude desenvolver diversas atividades, compartilhar
conhecimentos e conhecer pessoas maravilhosas.
Ao meu orientador e chefe no estágio o Prof. Dr. Rutácio Oliveira Costa, por todo o auxílio,
disponibilidade, confiança e a liberdade oferecida a mim durante o desenvolvimento deste
trabalho.
A todas as pessoas extraordinárias que conheci e convivi durante o estágio na Petrobras que
contribuíram sem dúvidas para meu crescimento profissional e pessoal, agradeço a: Albino
Neto, Benno Assmann, Evellyne Batista, Fábio Soares, Marcus Vinícius, Sérgio José, e
novamente a Rutácio Oliveira.
Especialmente ao amigo Benno Waldemar Assmann por todo apoio, conhecimentos
compartilhados, boa vontade para me ensinar e a confiança depositada em mim durante o tempo
em que trabalhamos juntos. Seus ensinamentos e a atividade que desenvolvemos juntos foram
inspiração para realização deste trabalho.
Por fim, e não menos importante, a todos os meus amigos pelo companheirismo em todos
os momentos.
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CEP/CT/UFRN 2018.2
viii Thaise Maria Silva de Paula
SUMÁRIO
1 INTRODUÇÃO 16
1.1 Objetivo geral 17
1.2 Objetivos específicos 17
2 ASPECTOS TEÓRICOS 19
2.1 Inflow Performance Relationship 19
2.2 Perda 23
2.3 Introdução a elevação natural e artificial 25
2.4 Bombeio Mecânico (BM) 26
2.5 Análise do Sistema BM 31
2.5.1 Sonolog 31
2.5.2 Cartas Dinamométricas 33
2.5.3 Testes de Produção 41
2.6 Ações para aumento da produção em poços com perda 42
3 MATERIAIS E MÉTODOS 44
3.1 Programas de análises de poços 44
3.1.1 Sistema de Informação da Produção 44
3.1.2 Sistema Supervisório para Automação da Elevação 44
3.1.3 Total Well Management 46
3.2 Detector de Perdas 47
3.3 Metodologia Proposta 53
3.3.1 Monitoração dos poços automatizados 53
3.3.2 Detectar perdas 53
3.3.3 Analisar os poços apresentados pelo detector 54
3.3.4 Propor ações de intervenção 55
3.3.5 Realização das ações 55
3.3.6 Análise dos poços após ação 55
3.3.7 Determinação dos ganhos 56
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CEP/CT/UFRN 2018.2
ix Thaise Maria Silva de Paula
4 RESULTADOS E DISCUSSÕES 57
4.1 Detecção 57
4.2 Análise 57
4.3 Propostas de ações 61
4.4 Realização das ações 64
4.5 Análise dos poços após intervenções 64
4.6 Determinação dos ganhos 66
5 CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES 70
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS 72
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CEP/CT/UFRN 2018.2
x Thaise Maria Silva de Paula
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 2.1: IPR modelo linear .................................................................................................. 20
Figura 2.2: IPR modelo de Vogel ............................................................................................. 20
Figura 2.3: IPR combinada ....................................................................................................... 21
Figura 2.4: Perda de um poço de petróleo ................................................................................ 23
Figura 2.5: Vazão possível de um poço surgente ..................................................................... 25
Figura 2.6: Distribuição dos poços por método (a) e produção da Bacia Potiguar por método (b)
.......................................................................................................................................... 26
Figura 2.7: Esquema do sistema de bombeio mecânico ........................................................... 27
Figura 2.8: Bomba de fundo ..................................................................................................... 28
Figura 2.9: Conjunto sede e esfera ........................................................................................... 29
Figura 2.10: Deslocamento do pistão em um ciclo de bombeio ............................................... 30
Figura 2.11: Registro de Sonolog ............................................................................................. 32
Figura 2.12: Nível dinâmico e submergência ........................................................................... 32
Figura 2.13: Cartas dinamométricas de superfície e de fundo ................................................. 33
Figura 2.14: Carta dinamométrica ideal ................................................................................... 34
Figura 2.15: Carta dinamométrica de superfície típica............................................................. 35
Figura 2.16: Carta dinamométrica de fundo e o 𝐅𝟎 ................................................................. 35
Figura 2.17: Bomba de fundo com enchimento completo e respectivo padrão da carta de fundo
.......................................................................................................................................... 37
Figura 2.18: Padrão da carta de fundo para bomba com vazamento na válvula de pé (a) e
vazamento na válvula de passeio (b) ................................................................................ 38
Figura 2.19: Padrão da carta de fundo para pancada de fluido................................................. 38
Figura 2.20: Bomba com interferência de gás e respectivo padrão de carta de fundo ............. 39
Figura 2.21: Padrão de carta de fundo para batida na válvula de pé e/ou passeio ................... 40
Figura 2.22: Padrão de carta de fundo para poço com haste partida ou surgente .................... 40
Figura 2.23: Padrão de carta de fundo para bomba com pistão preso. ..................................... 41
Figura 3.1: Tela do SISAL de um poço com bombeio mecânico............................................. 45
Figura 3.2: Medição do nível dinâmico pelo TWM ................................................................. 46
Figura 3.3: Registro das cartas dinamométricas pelo TWM .................................................... 47
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CEP/CT/UFRN 2018.2
xi Thaise Maria Silva de Paula
Figura 3.4: Fluxograma do funcionamento do programa Detector de Perdas .......................... 49
Figura 3.5: Tela Análise do Detector de Perdas ....................................................................... 50
Figura 3.6: Limiares de fuzzificação na tela Configuração do Detector de Perdas.................. 50
Figura 3.7: Tela IPR ................................................................................................................. 51
Figura 3.8: Curvas de IPR na tela Apresentação ...................................................................... 51
Figura 3.9: Curva de perda versus submergência na tela Submergência ................................. 52
Figura 3.10: Relações entre a submergência e o Pwf e a Perda na tela Conversão Submergência
x Pressão ........................................................................................................................... 52
Figura 3.11: Fluxograma de operação da atividade .................................................................. 53
Figura 4.1: Poços detectados pelo Detector de Perdas ............................................................. 57
Figura 4.2: Análise do poço 1 ................................................................................................... 58
Figura 4.3: IPR e perda bruta do poço 1 ................................................................................... 58
Figura 4.4: Análise do poço 2 ................................................................................................... 59
Figura 4.5: IPR e perda bruta do poço 2 ................................................................................... 60
Figura 4.6: Análise do poço 3 ................................................................................................... 60
Figura 4.7: IPR e perda bruta do poço 3 ................................................................................... 61
Figura 4.8: Simulação da curva de torque do poço 1 ............................................................... 61
Figura 4.9: Simulação da curva de torque para nova UB no poço 1 ........................................ 62
Figura 4.10: Simulação da curva de torque do poço 2 ............................................................. 63
Figura 4.11: Simulação da curva de torque do poço 3 ............................................................. 63
Figura 4.12: Análise do poço 1 após intervenção ..................................................................... 64
Figura 4.13: Análise do poço 2 após intervenção ..................................................................... 65
Figura 4.14: Análise do poço 3 após intervenção ..................................................................... 66
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CEP/CT/UFRN 2018.2
xii Thaise Maria Silva de Paula
LISTA DE TABELAS
Tabela 4.1: Ganhos na produção bruta e líquida ...................................................................... 66
Tabela 4.2: Comparação entre as perdas líquidas estimadas e o ganho de óleo obtidos .......... 67
Tabela 4.3: Dados de produção de 30 poços detectados com perda antes e depois da ação de
intervenção........................................................................................................................ 68
Tabela 4.4: Resultados do incremento na produção dos 30 poços ao longo de oito meses ..... 70
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CEP/CT/UFRN 2018.2
xiii Thaise Maria Silva de Paula
LISTA DE ABREVIATURAS E/OU SÍMBOLO
AOF - Absolute Open Flow, m³/dia (bpd)
AP - Área da seção transversal do pistão, pol²
bbl - barril
BCP - Bombeio por Cavidades Progressivas
BCS - Bombeio Centrífugo Submerso
BM - Bombeio Mecânico
bpd - Barril por dia
BSW - Percentual de água e sedimentos do fluido produzido, %
CDF - Carta dinamométrica de fundo
CDS - Carta dinamométrica de superfície
CPM - Ciclos por minuto
df - Densidade relativa do fluido, adimensional
dp - Diâmetro do pistão, pol
EV - Eficiência volumétrica, adimensional
F0 - Força no pistão, N (lbf)
GLC - Gas-lift Continuo
GLI - Gas-lift Intermitente
gradw - Gradiente de pressão da água, psi/m
Hbomba - Profundidade de assentamento da bomba, m
IP - Índice de Produtividade
IPR - Inflow Performance Relationship
I_base - Indicador de submergência com relação a base do canhoneado, adimensional
I_bsw - Indicador de BSW, adimensional
I_curso - Indicador de enchimento da carta, adimensional
I_limite - Indicador de limite de vazão, adimensional
I_oleo - Indicador de vazão de óleo, adimensional
I_sub - Indicador de submergência com relação a profundidade da bomba,
adimensional
I_topo - Indicador de submergência com relação ao topo do canhoneado, adimensional
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CEP/CT/UFRN 2018.2
xiv Thaise Maria Silva de Paula
MPRL - Carga mínima na haste polida, N (lbf)
N - Frequência de bombeio, cpm
ND - Nível dinâmico, m
P - Pressão, kgf/cm² (psi)
Panular - Pressão no anular, kgf/cm² (psi)
Pcab - Pressão na cabeça, kgf/cm² (psi)
PD - Deslocamento volumétrico da bomba, bpd
Pdesc - Pressão de descarga, kgf/cm² (psi)
Pe - Pressão estática da formação, kgf/cm² (psi)
Perdabruta - Perda bruta, m³/dia (bpd)
Perdalíquida - Perda líquida, m³/dia (bpd)
PPRL - Carga máxima, N (lbf)
Psuc - Pressão de sucção, kgf/cm² (psi)
Pteste - Pressão de teste, kgf/cm² (psi)
Pwf - Pressão no fundo do poço, kgf/cm² (psi)
Pwfatual - Pressão no fundo do poço atual, kgf/cm² (psi)
Pwfminpossível - Pressão no fundo do poço mínima possível, kgf/cm² (psi)
q - Vazão, m³/dia (bpd)
Qantes da ação - Vazão antes da ação, m³/dia (bpd)
qatual - Vazão atual, m³/dia (bpd)
Qb - Vazão bruta, m³/dia (bpd)
qbrutaatual - Vazão bruta atual, m³/dia (bpd)
Qdepois da ação - Vazão depois da ação, m³/dia (bpd)
qmáx - Vazão máxima, m³/dia (bpd)
qmáxpossível - Vazão máxima possível, m³/dia (bpd)
qmáxVogel - Vazão máxima de Voguel, m³/dia (bpd)
qsat - Vazão de saturação, m³/dia (bpd)
qteste - Vazão de teste, m³/dia (bpd)
RGO - Razão gás-óleo de produção, scf/STB
SP - Curso efetivo do pistão, in
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CEP/CT/UFRN 2018.2
xv Thaise Maria Silva de Paula
Sútil - Curso útil realizado pelo pistão, in
SIP - Sistema de Informação da Produção
SISAL - Sistema Supervisório para Automação da Elevação
SPT - Sonda de Produção Terrestre
Sub - Submergência, m
TWM - Total Well Menagement
UB - Unidade de Bombeio
VBA - Visual Basic for Applications
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CEP/CT/UFRN 2018.2
16 Thaise Maria Silva de Paula
1 INTRODUÇÃO
Em um campo de petróleo intensivamente explorado, após muitos anos em atividade é
natural que a curva de produção passe a declinar. Porém, em um ambiente onde o número de
poços chega a ordem de milhares e os recursos são escassos para monitorá-los e analisar suas
condições operacionais, é possível a existência de muitos que não atingiram o seu potencial
máximo. A ocorrência destes poços indica que ainda há oportunidade de incrementar a
produção, embora, a detecção e análise sejam desafios.
O potencial do poço é a capacidade máxima de produção, ou seja, a maior vazão possível
alcançada por ele e está relacionado a diferença de pressão existente entre o reservatório e o
fundo do poço. Quanto maior for a vazão ou o potencial, maior deverá ser o diferencial entre
as pressões. Na indústria do petróleo, aos poços que estão produzindo abaixo do seu potencial
diz-se que estão com perda. Logo, perda é diferença entre a vazão máxima possível do poço e
a vazão atual. Isto quer dizer, que há um certo volume de óleo que deveria está sendo produzido
e por algum motivo não está, por esta razão o nome perda.
Há alguns fatores que podem contribuir para que o poço não produza a sua capacidade
máxima. Um é quando o poço não está dimensionado de forma que consiga acompanhar o
aumento do potencial causado, por exemplo, pela utilização de um método de recuperação
secundária no reservatório que faz elevar a pressão estática da formação e, outro fator, é quando
há alguma ineficiência no sistema de elevação. Neste último caso, através de intervenções as
condições de elevação dos poços podem ser corrigidas ou melhoradas levando à diminuição da
pressão no fundo do poço e consequentemente ao aumento da vazão.
A Bacia Potiguar tem aproximadamente 40 anos de produção, seus campos são maduros e
possuem um número elevado de poços. Por exemplo, no Estreito atualmente há 1.106
produtores de óleo, tornando-o o maior campo do Brasil em número de poços (ANP, 2018). O
Bombeio Mecânico é o método de elevação artificial de maior destaque, estando presente em
89% dos poços que respondem por cerca de 62% da produção total da Bacia (PETROBRAS,
2018). Devido ao grande número de poços e mão de obra treinada escassa para analisar as
condições operacionais de cada um, a chance de uma parcela deles estarem produzindo abaixo
do seu potencial é alta.
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CEP/CT/UFRN 2018.2
17 Thaise Maria Silva de Paula
Sendo assim, criar um sistema capaz de automaticamente detectar os poços com perda, de
maneira que o trabalho humano seja o minimamente necessário, seria de extrema importância
para otimização da produção. Diante desta necessidade, em 2017 foi concluída pelo Engenheiro
de Petróleo Benno Waldemar Assmann, a ferramenta computacional denominada Detector de
Perdas, capaz de selecionar dentre um conjunto de poços automatizados com sistema de
Bombeio Mecânico, aqueles com maior possibilidade de estarem produzindo abaixo do seu
potencial devido a algum problema no sistema de elevação.
O Detector de Perdas direciona a análise aproveitando melhor a mão de obra especializada
disponível. Após o programa apontar os poços com maior possibilidade, é necessário analisá-
los, comprovar onde a perda realmente existe, além de, propor ações para correção ou melhoria
do sistema de elevação. Assim, optou-se por desenvolver uma metodologia de modo que estas
atividades sejam realizadas dentro de uma rotina e possam ser adotadas pela empresa operadora
como prática de operação no campo, proporcionando um ganho significativo de óleo de maneira
econômica e rápida.
O trabalho está dividido em cinco capítulos. No primeiro capítulo, o conteúdo do trabalho é
exposto, assim como os objetivos gerais e específicos. O segundo capítulo aborda os aspectos
teóricos diretamente relacionados ao trabalho, facilitando a compreensão. No terceiro capítulo,
apresentam-se as principais ferramentas utilizadas para desenvolvimento do trabalho e a
metodologia de atividades proposta. No quarto capítulo, estão os resultados obtidos com o
emprego da metodologia e, por fim, no quinto capítulo é apresentada a conclusão do trabalho e
as recomendações para trabalhos futuros.
1.1 Objetivo geral
Este trabalho tem o objetivo de apresentar uma metodologia para aumento da produção de
óleo, através da detecção, análise e intervenções simples no sistema de elevação de poços com
Bombeio Mecânico que estão com a produção atual abaixo do potencial, em determinados
campos da Bacia Potiguar.
1.2 Objetivos específicos
Conceituar a perda de produção;
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CEP/CT/UFRN 2018.2
18 Thaise Maria Silva de Paula
Identificar os problemas no sistema de Bombeio Mecânico que podem levar à redução
da eficiência de elevação;
Apresentar a ferramenta que detecta os poços automatizados com maior possibilidade
de perda;
Aplicar a metodologia em poços reais;
Apresentar os resultados.
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CEP/CT/UFRN 2018.2
19 Thaise Maria Silva de Paula
2 ASPECTOS TEÓRICOS
Neste capítulo, os principais tópicos para desenvolvimento deste trabalho serão
apresentados detalhadamente para um melhor entendimento.
2.1 Inflow Performance Relationship
Antes de apresentar o conceito de perda é importante o conhecimento dos fatores que
determinam a vazão que flui do meio poroso para o poço. A capacidade de produção do poço
pode ser estimada através da análise da curva de IPR, em inglês Inflow Performance
Relationship, que relaciona o diferencial de pressão entre o reservatório e o fundo do poço com
a vazão de produção. Há vários modelos para determinação da produtividade do poço, sendo
os dois mais conhecidos o modelo linear e o modelo de Vogel (NASCIMENTO, 2005).
O modelo linear é determinado pela Equação (2.1):
IP =q
Pe−Pwf (2.1)
em que, IP é o índice de produtividade, q é a vazão de produção, Pe é a pressão estática do
reservatório e Pwf é a pressão no fundo do poço. A pressão do reservatório varia lentamente
com o tempo, portanto, para um dado período de análise e diferentes pressões do fundo do poço
maiores que a pressão de saturação, o IP permanece constante. Logo, quanto maior o diferencial
de pressão entre o reservatório e o fundo do poço, maior a vazão (THOMAS, 2001), em
conformidade com a Equação (2.2) a seguir:
q = IP(Pe − Pwf) (2.2)
A equação acima é representada no gráfico de pressão versus vazão por uma linha reta,
como pode ser visto na Figura 2.1. No ponto de encontro entre a reta e o eixo das pressões, tem-
se vazão zero para Pwf igual a Pe, para qualquer outro valor de Pwf menor que seja da Pe há o
respectivo valor da vazão. O ponto que intercepta o eixo das vazões é o AOF, em inglês,
Absolute Open Flow, conhecido como o potencial do poço. Este ponto representa a máxima
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CEP/CT/UFRN 2018.2
20 Thaise Maria Silva de Paula
vazão de produção que poderia ser obtida do reservatório caso a pressão de fluxo no fundo do
poço fosse igual a zero. Na realidade, não é possível alcançar uma pressão de fluxo igual a zero,
logo, é estimado um valor de vazão máxima possível, qmáxpossível, onde, na prática é possível
de ser alcançada, para um Pwfminpossível pouco superior a zero.
Figura 2.1: IPR modelo linear
Fonte: Adaptado de Costa, 2012.
O modelo da IPR linear não se aplica quando a pressão do reservatório está abaixo da
pressão de saturação do óleo, ou seja, quando há gás em solução. O aumento da saturação do
gás provoca o aumento da permeabilidade relativa ao gás e consequente a diminuição da
permeabilidade relativa ao óleo, fazendo o índice de produtividade do poço variar com a pressão
(COSTA, 2012). Para reservatórios que produzem óleo e gás, é utilizado o modelo de Vogel,
expresso pela Equação (2.3):
q
qmáx= 1 − 0,2 (
Pwf
Pe) − 0,8 (
Pwf
Pe)
2
(2.3)
sendo qmáx a vazão máxima. A Figura 2.2 mostra a curva da IPR do modelo de Vogel.
Figura 2.2: IPR modelo de Vogel
Fonte Nascimento, 2005.
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CEP/CT/UFRN 2018.2
21 Thaise Maria Silva de Paula
Quando a pressão de fluxo é maior que a pressão de saturação o fluxo é monofásico (líquido)
e o IP é tido linear. Já, quando a pressão de fluxo se encontra abaixo da pressão de saturação, o
fluxo passa a ser bifásico (gás e líquido) e neste caso o modelo utilizado é o de Vogel. Para
representar estas duas condições de produção é utilizada a IPR combinada, conforme a Figura
2.3:
Figura 2.3: IPR combinada
Fonte: Adaptado de Maitelli, 2016.
onde, qsat é a vazão de saturação para uma conhecida Psat, pressão de saturação.
Como pôde ser visto na Figura 2.3, o ponto A separa o trecho monofásico do trecho bifásico,
neste ponto é necessário que os declínios de ambas as curvas sejam iguais, ou seja, dp
dq deve ser
igual em ambas as IPR, linear e Vogel. Sendo assim, partindo da IPR linear no trecho
monofásico, a vazão é encontrada a partir da Equação (2.2). Derivando a Equação (2.2) em
relação à pressão:
dq
dp= −IP (2.4)
dp
dq = −
1
IP (2.5)
No trecho bifásico, partindo da equação de Vogel apresentada na Equação (2.3), a vazão
pode ser encontrada como:
q = qmáxVogel [1 − 0,2 (
Pwf
Pe) − 0,8 (
Pwf
Pe)
2
] (2.6)
Derivando a Equação (2.6) em relação à pressão:
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22 Thaise Maria Silva de Paula
dq
dp= qmáxVogel
(−0,2
Pe− 1,6
Pwf
Pe2) (2.7)
dp
dq= −
1
qmáxVogel(
0,2
Pe+1,6
Pwf
Pe²) (2.8)
Da Figura 2.3 as derivadas são iguais no ponto A, onde Pwf é igual a Psat, e q é igual a qsat.
Logo, igualando as Equações (2.5) e (2.8):
IP = qmáxVogel(
0,2
Pe+ 1,6
Psat
Pe2) (2.9)
Para o trecho de Vogel, como Pe equivale a Psat:
IP = qmáxVogel(
0,2
Psat+
1,6
Psat) (2.10)
podendo ser escrita da seguinte forma:
qmáxVogel=
IP∙Psat
1,8 (2.11)
e, fazendo a mudança das coordenadas, observando - se o gráfico:
qmáx = qsat + qmáxVogel (2.12)
Com isso, substituindo a Equação (2.11) na Equação (2.12):
qmáx = qsat + IP∙Psat
1,8 (2.13)
onde, 𝑞𝑠𝑎𝑡 é calculada usando a relação da IPR linear:
qsat = IP ∙ (Pe − Psat) (2.14)
A vazão para o trecho bifásico:
q = qsat + ( qmáx − qsat) (1 − 0,2 (Pwf
Psat) − 0,8 (
Pwf
Psat)
2
) (2.15)
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23 Thaise Maria Silva de Paula
O IP deve ser calculado através das equações acima. Para utilizá-las, deve-se conhecer a
pressão estática do reservatório, a pressão de saturação, além da vazão teste (qteste) e a pressão
de teste (Pteste).
Se, Pteste > Psat, significa que o teste foi feito no trecho monofásico, linear e a equação para
calcular o IP é:
IP =qteste
Pe−Pteste (2.16)
Porém, se Pteste<Psat, significa que o teste ocorreu no trecho bifásico e a equação utilizada
para chegar no trecho bifásico é:
qmáx = qsat + qteste−qsat
1−0,2(Pteste
Psat)−0,8(
PtestePsat
)2 (2.17)
Substituindo as Equações (2.13) e (2.14) na Equação (2.17), obtêm-se o IP para o trecho
bifásico (MARTINS, 2015):
IP = qteste
(Pe−Psat)+Psat
1,8∙[1−0,2(
PtestePsat
)−0,8(Pteste
Psat)
2
]
(2.18)
2.2 Perda
Analisando a curva IPR de um poço produtor qualquer, chama-se perda um valor de vazão
que é a diferença entre a vazão máxima, isto é, o potencial, da vazão atual de produção, em
conformidade com Figura 2.4, a seguir:
Figura 2.4: Perda de um poço de petróleo
Fonte: Do autor.
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24 Thaise Maria Silva de Paula
A perda bruta de um poço que produz óleo, água e gás pode ser calcula de acordo com a
Equação (2.19):
Perdabruta = Potencial − qbrutaatual (2.19)
Já, para poços com alta produção de água, isto é, BSW elevado, RGO desprezível, a perda
líquida de óleo pode ser calculada a partir do conhecimento da perda bruta, através da Equação
(2.20):
Perdalíquida = Perdabruta × (1 − BSW
100) (2.20)
Estudos do reservatório para certos poços indicam que a elevação faça que o poço produza
com vazões inferiores ao valor máximo para evitar a formação de cones de água ou de gás, ou
a produção excessiva de areia e finos. Neste caso, diz-se que o poço tem limite de vazão e o
projeto de elevação deve dimensionar o sistema para que o poço produza aproximadamente a
vazão limite (COSTA,2008). Para estes casos, a perda será a diferença entre a vazão limite e a
vazão atual.
Uma das causas que levam a ocorrência da perda de produção nos poços é quando há
aplicação de métodos de recuperação secundária no campo, onde o objetivo é restaurar a
pressão estática do reservatório e elevar o potencial, porém, as condições de operação dos poços
não são ajustadas para alcançar aquele novo potencial, ou o projeto do poço não permite atender
aquela nova vazão, neste caso o poço permanecerá produzindo com perda na produção até que
alguma medida seja tomada, que pode ir desde algum ajuste no regime de operação até a
mudança do método de elevação.
Outro motivo que leva o poço a produzir abaixo do seu potencial, e mais frequente de ocorrer
em campos onde o número de poços é elevado e os recursos para monitorar suas condições
operacionais são escassas, é quando há algum problema no sistema de elevação provocando o
aumento da pressão de fluxo no fundo do poço. Neste caso a Pwf não está suficientemente baixa
para que a produção dos fluidos vindos do reservatório seja máxima, ou próxima a máxima.
Neste trabalho será dado ênfase as perdas causadas pela ineficiência no sistema de elevação
artificial. Através de intervenções simples e de baixo custo é possível restaurar ou melhorar o
funcionamento dos equipamentos de elevação, provocando a redução da pressão no fundo do
poço e consequentemente obtendo o aumento da vazão.
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25 Thaise Maria Silva de Paula
2.3 Introdução a elevação natural e artificial
Geralmente, no início da vida produtiva de um campo de petróleo o reservatório possui
energia própria natural suficiente para elevar o fluido até as facilidades de produção na
superfície, vencendo toda a perda de carga ao longo do trajeto, a esta elevação, chama-se
elevação natural e os poços são denominados poços surgentes (TAKÁCS, 2003).
Na teoria, a surgência de um poço pode ser observada ao traçar as curvas de pressão
disponível e pressão requerida no fundo do poço. Desprezando a perda de carga no choke, se as
duas curvas se interceptarem em algum ponto, tem-se o valor de vazão possível por surgência,
conforme a Figura 2.5 (COSTA, 2012).
Figura 2.5: Vazão possível de um poço surgente
Fonte: Silva, 2017.
A elevação natural não é duradoura, como também, pode não acontecer. Ao longo do tempo
de produção por surgência há dissipação de energia e em um dado momento, a pressão natural
do reservatório é relativamente baixa para que o fluido atinja a superfície ou a vazão fica
reduzida a tal ponto que se torna inviável economicamente (THOMAS, 2001). Na ausência do
ponto de intersecção entre as curvas é necessário fornecer ao poço meios artificiais para que
seja possível dar continuidade a produção. Inicia-se a elevação artificial.
Existem diversos métodos de elevação artificial e todos partem do princípio de reduzir a
pressão de fluxo no fundo do poço, aumentando o diferencial de pressão sobre o reservatório e
consequentemente aumentando a vazão de produção (THOMAS, 2001). Os principais métodos
de elevação artificial empregados na indústria do petróleo são: Bombeio Mecânico (BM),
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26 Thaise Maria Silva de Paula
Bombeio Centrífugo Submerso (BCS), Bombeio por Cavidades Progressivas (BCP), Gas- lift
Contínuo (GLC), Gas-lift Intermitente (GLI) e o Plunger Lift.
2.4 Bombeio Mecânico (BM)
O bombeio mecânico foi o primeiro método de elevação artificial utilizado na indústria do
petróleo e, até hoje, é o método mais utilizado em poços terrestres no mundo. No Brasil, poços
com bombeio mecânico representam 73,5% dos poços produtores equipados com o método de
elevação artificial e respondem por cerca de 5% da produção total (LIMA, 2014). Já, na Bacia
Potiguar, este método está presente 89% dos poços produtores, correspondendo de forma
marcante a aproximadamente 62% da produção total da Bacia (PETROBRAS, 2018), conforme
a Figura 2.6 (a) e (b).
Figura 2.6: Distribuição dos poços por método (a) e produção da Bacia Potiguar por
método (b)
Fonte: Petrobras, 2018.
A popularidade do bombeio mecânico está relacionada aos baixos custos com investimento
e manutenção, grande flexibilidade de vazão e profundidade, alta eficiência energética e a
possibilidade de operar com fluidos de diferentes composições e viscosidades em larga faixa
de temperatura (COSTA, 2008).
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27 Thaise Maria Silva de Paula
No BM a elevação de determinada quantidade de fluido é resultado dos movimentos
alternativos, ascendente e descendente, de uma bomba instalada no fundo do poço. Na
superfície um motor elétrico ou de combustão interna gera um movimento rotativo, a unidade
de bombeio (UB) acionada pelo motor converte o movimento rotativo em movimento
alternativo que é transmito para a bomba localizada no fundo do poço graças a existência de
uma coluna de hastes conectada na sua extremidade superior à UB e na sua extremidade inferior
à bomba de fundo. A Figura 2.7 ilustra os principais componentes do sistema de bombeio
mecânico.
Figura 2.7: Esquema do sistema de bombeio mecânico
Fonte: Adaptado de Silva, 2017.
Nota-se que o BM depende da ação conjunta e eficiente de vários elementos que estão
divididos entre: equipamentos de superfície e equipamentos de subsuperfície.
Na superfície, os principais equipamentos são: motor, responsável por fornecer potência ao
sistema e acionar a UB; a unidade de bombeio, estrutura composta por várias partes,
responsável por converter o movimento de rotação gerado pelo motor em movimento
alternativo das hastes. Os principais equipamentos que compõem a UB são: redutor, que
converte o movimento de alta rotação e baixo torque do motor, em movimento de baixa
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28 Thaise Maria Silva de Paula
velocidade e alto torque, contrapesos, responsáveis pelo balanceamento de torque, manivelas,
bielas e viga principal; por fim, a haste polida que conecta a cabeça da UB à coluna de hastes,
transmitindo o movimento alternativo.
As unidades de bombeio são projetadas para operarem em certa faixa de esforços e fornecer
determinados cursos. A escolha da UB deve atender a três limites de projetos: a capacidade de
torque (máximo torque que pode ser exigido do eixo de saída do redutor); a capacidade
estrutural (máxima carga que a UB pode erguer); e o curso máximo (amplitude máxima do
movimento alternativo que a UB fornece à haste polida) (COSTA, 2008).
O acompanhamento do torque requerido no eixo de saída do redutor pode ser realizado
através do gráfico de torque. O ideal é que o pico de torque no curso ascendente seja igual ao
pico de torque no curso descente e que não ultrapasse o valor da capacidade máxima da UB. O
balanceamento adequado do torque é realizado através de ajustes na posição e na quantidade de
contrapesos utilizado na unidade (THOMAS,2003).
As unidades de bombeio são designadas conforme a norma API SPEC 11E pelo código a-
bbbb-cccc-ddd. Onde a é tipo de unidade de bombeio, bbbb é a capacidade ao torque em
(10³lbf.in), cccc é a capacidade estrutural (10²lbf) e ddd é o curso máximo possível (in).
Geralmente as UB possibilitam a alteração do curso entre quatro valores pré-determinados por
fábrica que variam de um menor valor de curso que a unidade admite até o maior valor de curso
que ela é capaz de fornecer à haste polida sem que haja danos.
Na subsuperfície, os principais equipamentos são: a coluna de hastes, composta por uma
sequência de várias hastes, conectadas umas às outras até que seja alcançada a profundidade da
bomba e, a bomba de fundo que de acordo com a Figura 2.8 é composta basicamente por um
pistão móvel onde fica alojado a válvula de passeio e a camisa onde fica alojada a válvula de
pé.
Figura 2.8: Bomba de fundo
Fonte: Costa, 2008.
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29 Thaise Maria Silva de Paula
A válvula de pé atua como uma válvula de sucção e a válvula de passeio como uma válvula
de descarga. Durante o movimento alternativo estas válvulas abrem e fecham proporcionando
um meio para deslocar os fluidos do fundo do poço até a superfície (LIMA, 2014).
Uma operação de bombeio eficiente depende do funcionamento apropriado das válvulas de
passeio e de pé. As válvulas constituídas pelo conjunto sede e esfera funcionam por pressão, se
a pressão abaixo da sede for maior que pressão acima, a válvula abrirá. Do contrário, se a
pressão abaixo for menor do que a pressão acima, a válvula fechará. Qualquer simples
vazamento nas válvulas pode reduzir bastante a produção (COSTA, 2008), a Figura 2.9
apresenta o conjunto sede esfera de uma válvula.
Figura 2.9: Conjunto sede e esfera
Fonte: Costa, 2008.
As pressões na bomba variam de acordo com o movimento do pistão. O ciclo de bombeio
é dividido em dois momentos distintos, o curso ascendente (upstroke) e o curso descendente
(downstroke), que serão detalhados a seguir.
No curso ascendente o pistão é deslocado para cima e a válvula de passeio fecha graças ao
peso da coluna de fluido sobre ela que será elevado. Conforme o pistão sobe, a região entre as
válvulas expande e a pressão cai até ficar menor que a pressão de sucção. Neste momento, a
válvula de pé abre e permanece aberta até o final do curso ascendente permitindo a admissão
dos fluidos. No curso descendente o pistão desloca-se para baixo e a pressão na região entre as
válvulas aumenta devido a incompressibilidade dos fluidos que adentraram, com isso, a válvula
de passeio abre e a válvula de pé fecha. O movimento descendente segue até que o pistão
alcance sua posição mais baixa. A partir de então, dar-se início novamente ao curso ascendente
e um novo ciclo começa, como observado na Figura 2.10, a seguir.
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30 Thaise Maria Silva de Paula
Figura 2.10: Deslocamento do pistão em um ciclo de bombeio
Fonte: Do autor.
Durante o curso ascendente o peso da coluna de líquido elevado é suportado pelo pistão
e pela coluna de hastes que devido a sua elasticidade pode sofrer um elongamento. Já, no curso
descendente, todo o peso é transferido para a válvula de pé causando uma elongação da coluna
de produção caso não esteja ancorada. Quando o pistão está o mais próximo possível da válvula
de pé forma-se um espaço entre eles chamado de espaço morto. Este ponto onde o pistão
encontra-se mais abaixo é o ponto morto inferior enquanto que, o ponto onde o pistão está o
mais distante possível é o ponto morto superior, a distância entre os dois é denominada curso
efetivo do pistão (SP). O curso que a UB fornece à haste polida nem sempre é igual ao curso
efetivo realizado pelo pistão no fundo do poço devido aos efeitos de elasticidade da coluna de
hastes. Além do curso efetivo há o curso útil ( Sútil), que é o deslocamento realizado pelo pistão
com a bomba completa por fluido, nem sempre esses dois valores são iguais.
O desempenho da bomba é baseado no volume de fluido deslocado. O deslocamento
volumétrico (PD) é o volume diário deslocado pelo pistão da bomba de fundo, e pode ser
determinado pela Equação (2.21).
PD = 0,1166 ∗ dP2 ∗ SP ∗ N (2.21)
Sendo PD em bpd, dp o diâmetro do pistão em polegadas, Sp o curso efetivo do pistão
em polegadas e N a frequência de bombeio dada em CPM – ciclos por minuto.
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31 Thaise Maria Silva de Paula
Um parâmetro importante para análise do funcionamento da bomba de fundo é a eficiência
volumétrica (EV) que relaciona a vazão bruta de líquido Q𝑏 medida na superfície com o
deslocamento volumétrico PD, conforme a Equação (2.22).
EV = Qb
PD (2.22)
A eficiência volumétrica sempre é menor que 100% devido a fatores como: escorregamento
do fluido através do pistão, presença de gás livre na bomba, fator volume formação das fases
líquida e gasosa, desgastes mecânicos nas válvulas, entre outros.
Nos poços de bombeio mecânico ajustes na vazão são realizados alterando o curso e/ou o
número de ciclos por minuto, o que, conforme a Equação (2.21), aumenta o deslocamento
volumétrico da bomba.
2.5 Análise do Sistema BM
Para acompanhar e analisar as condições operacionais dos poços de bombeio mecânico,
algumas técnicas e ferramentas são importantes. As principais utilizadas são: Sonolog, Cartas
Dinamométricas e os Testes de produção, detalhadas a seguir:
2.5.1 Sonolog
É um instrumento que possibilita a localização do nível de fluido presente no anular do
poço. Depois de um disparo sonoro realizado na superfície é registrado a intensidade das ondas
que refletem até se alcançar o fluido presente no espaço entre a coluna de produção e o
revestimento, conforme a Figura 2.11.
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CEP/CT/UFRN 2018.2
32 Thaise Maria Silva de Paula
Figura 2.11: Registro de Sonolog
Fonte: Costa, 2008.
As conexões entre os tubos de produção que formam a coluna de produção possuem um
diâmetro maior que o diâmetro do corpo do tubo, por isto, o pulso emitido toca as conexões e
reflete ondas ao longo de todo o trajeto. Quando o pulso atinge a superfície líquida, a onda
refletida possui uma intensidade maior que as ondas refletidas pelas conexões acima. Com o
auxílio de computadores as intensidades das ondas são registradas e cálculos automáticos são
realizados para determinar a profundidade onde se encontra o nível de líquido.
Independentemente do método de elevação, chama-se nível dinâmico a profundidade do
topo da coluna de líquido presente no espaço anular do poço em operação. A diferença entre o
nível dinâmico e a profundidade de assentamento da bomba chama-se submergência, conforme
a Figura 2.12.
Figura 2.12: Nível dinâmico e submergência
Fonte: Do autor.
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33 Thaise Maria Silva de Paula
Conhecendo o nível dinâmico, a profundidade da bomba e dos canhoneados, é possível
avaliar se a elevação está efetiva ou não. Com o anular aberto para a atmosfera, o nível dinâmico
na bomba indica que a submergência é zero, a pressão na sucção da bomba é mínima e
consequentemente a vazão de operação deverá ser máxima.
2.5.2 Cartas Dinamométricas
Umas das principais ferramentas de análise e intepretação das condições de desempenho
do sistema de bombeio mecânico são as cartas dinamométricas. Estas cartas são gráficos
contínuos de carga versus posição que representam os efeitos gerados pela carga atuante no
conjunto de hastes e na bomba de fundo durante um ciclo de bombeio (LIMA, 2014). Existem
dois tipos de cartas dinamométricas, a carta dinamométrica de superfície (CDS) e a carta
dinamométrica de fundo (CDF), apresentadas na Figura 2.13.
Figura 2.13: Cartas dinamométricas de superfície e de fundo
Fonte: Silva, 2017.
Para gerar a carta de superfície as cargas são medidas por um equipamento especial
chamado de dinamômetro instalado na haste polida e as informações de posição são medidas
por sensores de posição instalados na viga principal ou nos contrapesos.
Através da análise da carta de superfície e obtenção dos dados de carga e posição é possível
conhecer as cargas atuantes na haste polida, a potência requerida por ela, o torque atuante no
eixo do redutor durante o ciclo de bombeio, e realizar ajustes no contrabalanceio da UB.
A carta de fundo pode ser obtida com a medição das cargas no fundo do poço, logo acima
do pistão (o que é raro) ou, da maneira mais comum, através de algoritmos computacionais que
utilizando dados da carta de superfície eliminam efeitos de deformação e geram a carta de
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34 Thaise Maria Silva de Paula
fundo. Esta carta possibilita a análise das condições operacionais da bomba de fundo, as forças
atuantes no pistão, o cálculo do deslocamento volumétrico e do nível dinâmico.
Para ler uma carta dinamométrica pode-se adotar alguns padrões, seja ela uma carta normal
ou esteja registrando problemas. Na Figura 2.14, o retângulo formado pelos pontos 1-2-3-4
representa uma carta de superfície ideal, assumindo a velocidade de bombeio quase zero, coluna
de hastes sem elasticidade, desprezando as forças dinâmicas e perdas de carga ao longo da
coluna. No ponto 1 inicia-se o curso ascendente. Neste ponto a carga da haste polida é igual ao
peso da coluna de hastes imersa no fluido do poço. Rapidamente a carga aumenta atingindo o
ponto 2, indicando que a carga foi transferida da válvula de pé para a válvula de passeio. O
curso ascendente segue do ponto 2 ao 3 com carga constante. No ponto 3 termina o curso
ascendente e inicia o descendente, a válvula de passeio abre e a carga é transferida para a válvula
de pé, logo, a carga da haste polida cai para o ponto 4. Do ponto 4 ao ponto 1 a haste realiza o
curso descendente e as cargas se mantem constantes.
Figura 2.14: Carta dinamométrica ideal
Fonte: Takács, 2003.
Já, a carta formada por 1-2’-3-4’ representa um caso mais realista, onde a elasticidade das
hastes e as perdas na coluna são consideradas. Nos trechos de 1-2’ e 3-4’ a transferência de
carga acontece de forma gradual devido a elongação da coluna de hastes e da coluna de
produção.
Na prática, as cartas dinamométricas sofrem deformações devido a diversos fatores que
atuam durante o ciclo de bombeio, como: cargas dinâmicas devido ao movimento das hastes,
tensões ao longo das hastes, válvulas afetadas pela incompressibilidade dos fluidos e problemas
nos equipamentos de fundo. A Figura 2.15 mostra uma carta dinamométrica de superfície típica,
nela lemos as informações de: carga máxima (PPRL) e carga mínima (MPRL) suportado pela
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35 Thaise Maria Silva de Paula
haste polida, a carga na válvula de pé, obtida através da reta passada no meio do curso
descendente e a carga na válvula de passeio através da reta passada no meio do curso
ascendente.
Figura 2.15: Carta dinamométrica de superfície típica
Fonte: Nascimento, 2005.
A carta dinamométrica de fundo oferece informações qualitativas e quantitativas sobre as
condições operacionais da bomba de fundo e são amplamente utilizadas na análise para solução
de problemas no sistema de bombeio mecânico (LIMA, 2014).
Através da análise da carta de fundo é possível determinar o nível de fluido presente no
anular do poço pelo F0, a força no pistão, identificado na carta como apresentado na Figura
2.16.
Figura 2.16: Carta dinamométrica de fundo e o 𝐅𝟎
Fonte: Adaptado de Silva, 2017.
O F0 é a diferença entre as cargas superior (no curso ascendente) e inferior (no curso
descendente), no ponto de inversão do curso. A força no pistão pode ser calcula da seguinte
maneira:
F0 = (Pdesc − Psuc) × Ap (2.23)
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36 Thaise Maria Silva de Paula
Pdesc é a pressão de descarga da bomba calculado através da Equação (2.24):
Pdesc = Pcab + (gradw × df × Hbomba) (2.24)
onde, Pcab é a pressão na cabeça do poço, gradw o gradiente de pressão da água, df é a densidade
relativa do fluido bombeado e Hbomba é a profundidade de assentamento da bomba.
Psuc é a pressão de sucção na bomba, aproximadamente igual a pressão de fluxo no fundo
do poço, dada pela Equação (2.25):
Psuc = Panular + (gradw × df ×Sub) (2.25)
onde, Panular é a pressão no anular do poço e Sub é a submergência da bomba.
Ap é a área do pistão, calculada através da Equação (2.26).
Ap = π×dp²
4 (2.26)
De maneira simplificada, considerando as equações a seguir:
Pcab = Panular (2.27)
Sub = Hbomba − ND (2.28)
sendo , ND o nível dinâmico. Substituindo as Equações (2.24), (2.25), (2.26), (2.27) e (2.28)
na Equação (2.23), tem-se:
F0 = gradw × df × ND × Ap (2.29)
Desta forma, conhecendo o F0 apresentado na carta de fundo, o diâmetro do pistão,
profundidade da bomba e os parâmetros do fluido, é possível calcular o ND e obter a
submergência. O conhecimento da submergência da bomba é importante para determinar qual
a pressão de fluxo no fundo do poço, como mostrado na Equação (2.25).
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37 Thaise Maria Silva de Paula
Os formatos característicos da carta de fundo possibilitam o conhecimento do modo de
operação da bomba de fundo e a detectar os problemas que possam estar impactando na
eficiência de bombeio, levando o poço a ter a perda na produção. A seguir, serão detalhados
os padrões mais comuns de bombeio de um sistema de BM, as correspondentes cartas
dinamométricas de fundo e as ações que podem ser tomadas para melhorar a elevação em cada
caso.
Enchimento completo da bomba: ocorre quando a bomba de fundo está operando em
boas condições, com boa eficiência volumétrica e baixa ou nenhuma interferência de gás.
Quando a carta de fundo tem o formato de enchimento completo, indica que o reservatório tem
boa produtividade e certamente há uma coluna de líquido no espaço anular, ou seja, a bomba
está submergida e a pressão no fundo do poço é alta.
Figura 2.17: Bomba de fundo com enchimento completo e respectivo padrão da carta
de fundo
Fonte: Silva, 2017.
A redução da submergência para aumentar a vazão é realizada aumentando-se o curso e/ou
número de ciclos por minuto, elevando o deslocamento volumétrico da bomba (COSTA, 2008).
Vazamento na válvula de passeio ou Vazamento na válvula de pé: devido ao tempo de
bombeio, ou por muitas vezes, as bombas serem submetidas a ambientes corrosivos e abrasivos
é comum a ocorrência de vazamento nas válvulas. O vazamento na válvula de pé causa queda
de pressão no curso descendente, e o vazamento na válvula de passeio também causa queda de
pressão no curso ascendente devido ao escorregamento do fluido de volta para a válvula de pé.
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CEP/CT/UFRN 2018.2
38 Thaise Maria Silva de Paula
Este problema provoca a queda na eficiência da bomba e o acúmulo de líquido no anular do
poço. Conforme a Figura 2.18, em (a) está a carta que representa o vazamento na válvula de pé
e em (b) a carta que representa o vazamento na válvula de passeio.
Figura 2.18: Padrão da carta de fundo para bomba com vazamento na válvula de pé (a)
e vazamento na válvula de passeio (b)
(a) (b)
Fonte: Adaptado de Costa, 2008.
Neste tipo de situação é realizada manutenção na bomba de fundo para troca das válvulas
e realização dos reparos necessários na bomba.
Pancada de fluido: ocorre quando a capacidade de produção do reservatório é inferior à
capacidade de deslocamento da bomba. Nesta condição, o nível de fluido no anular se aproxima
a sucção da bomba. A pressão de sucção é mínima, aproximadamente igual a pressão do
revestimento, já que, a coluna de líquido no anular é praticamente nula.
Durante o curso ascendente, a camisa da bomba não é preenchida completamente pelo
líquido. No curso descendente, o pistão desce praticamente sem resistência, e a válvula de
passeio permanece fechada, até que, ao encontrar o nível de fluido haja um incremento de
pressão repentino sob a válvula de passeio e, então, ela abre. Neste ponto, a carga é transferida
para a válvula de pé, conforme a Figura 2.19.
Figura 2.19: Padrão da carta de fundo para pancada de fluido
Fonte: Adaptado de Costa, 2008.
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39 Thaise Maria Silva de Paula
Este efeito pode ser causado devido a um deslocamento efetivo do pistão em excesso, ou,
porque a formação não alimenta a bomba efetivamente. A pancada pode ser prejudicial pois a
desaceleração sofrida pelo pistão no momento que entra em contato com fluido pode causar
uma flambagem na coluna de hastes, e levar ao desgaste ou rompimento da bomba. Este efeito
é nocivo principalmente em poços profundos, já que, a coluna de hastes está submetida a
maiores tensões.
Em poços rasos, bem dimensionados, este efeito não causa impacto negativo e pode indicar
que a produção está muito próxima ao potencial máximo. Já que, o poço está produzindo todo
o líquido que vem da formação e a pressão de sucção é mínima. Logo, poços detectados com
este tipo de carta indicam chance alta de não estarem com perda.
Interferência de gás: ocorre quando há grande quantidade de gás associado ao óleo. O
gás amortece o choque entre o pistão e o líquido no curso descendente e a carga é transferida
da válvula de passeio para a válvula de pé suavemente. A interferência de gás causa uma
redução na eficiência da bomba e acúmulo de líquido no anular, já que, o gás ocupa o espaço
destinado ao líquido no interior da bomba. Em alguns casos pode levar à situação conhecida
como bloqueio de gás, onde o gás acumulado na sucção da bomba impede a admissão do
líquido. A Figura 2.20 mostra a situação da bomba com interferência de gás e, a respectiva carta
de fundo.
Figura 2.20: Bomba com interferência de gás e respectivo padrão de carta de fundo
Fonte: Silva, 2017.
Em situações deste tipo é recomendado o aumento no deslocamento volumétrico, elevando
o curso.Caso a pressão no anular esteja muito elevada pode também ser realizado a abertura do
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40 Thaise Maria Silva de Paula
anular poço para que todo o gás presente possa ser liberado. Se está ocorrendo o bloqueio de
gás é útil realizar uma diminuição no espaço morto, local na sucção da bomba onde o gás pode
se acumular.
Como pode-se observar nas cartas das Figuras 2.19 e 2.20, nos casos de pancada de fluido
e interferência de gás o Sútil é menor que o Sp.
Batida na válvula de pé ou na válvula de passeio: as batidas na válvula de pé no final do
curso descente ou na válvula de passeio ao final do curso ascendente, podem ocorrer devido ao
dimensionamento inadequado no espaçamento da bomba, ou, em alguns casos especiais, pode
ser uma estratégia adotada para facilitar o funcionamento das válvulas. Este fenômeno pode
ser identificado na Figura (2.21).
Figura 2.21: Padrão de carta de fundo para batida na válvula de pé e/ou passeio
Fonte: Adaptado de Costa, 2008.
Batidas com muita intensidade podem levar ao desgaste da bomba e afetar a eficiência de
bombeio. Nestes casos, é recomendado além da manutenção na bomba de fundo, um ajuste no
espaço morto para que as batidas não ocorram.
Haste Partida: como pode ser visto na Figura 2.22, as cargas são praticamente nulas o
que indica que não há deslocamento da bomba. Se for detectado este tipo de carta em poços que
estão produzindo normalmente, quer dizer que o poço está produzindo por surgência. Porém,
se o poço estiver com vazão zero quer dizer que há haste partida e elevada submergência.
Figura 2.22: Padrão de carta de fundo para poço com haste partida ou surgente
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CEP/CT/UFRN 2018.2
41 Thaise Maria Silva de Paula
Fonte: Adaptado de Costa,2008.
Nesta situação, em poços rasos, é enviado um guindaste para pescar a coluna de hastes
partida e a bomba, posteriormente é feita a substituição completa da coluna ou apenas da seção
danificada e se necessário, realizados reparos na bomba ou troca.
Pistão preso: pode ocorrer devido a produção excessiva de areia ou a deposição de
parafina no interior da bomba. Na carta da Figura 2.23 observa-se um salto da carga e
praticamente não há deslocamento.
Figura 2.23: Padrão de carta de fundo para bomba com pistão preso.
Fonte: Do autor
Nesta situação, também é enviado o guindaste para intervir no poço e liberar o pistão.
Posteriormente, é realizada a manutenção ou troca completa da bomba e os ajustes no projeto
do poço caso haja uma produção excessiva de areia e/ou parafina.
Entre todos os casos apresentados, as cartas que indicam forte indício de que o poço está
com perda são: carta cheia, carta com vazamento na válvula de pé e/ou vazamento na válvula
de passeio, e a carta com interferência de gás. A carta com a batida na válvula de pé, nem
sempre indica que há perda, a batida pode ser estratégia da produção. Já as cartas, haste partida
e pistão preso não indicam que o poço está produzindo abaixo do seu potencial, pois nestes
casos simplesmente, o poço não produz e devem ser tratados de forma especial, não entrando
na análise de poços com perda. Já, a carta com pancada de fluido, para poços rasos é um bom
indicativo de que a produção está muito próxima a máxima e a perda é zero.
2.5.3 Testes de Produção
São operações que consistem em medir a produção diária do poço de petróleo. Além de
outros parâmetros, o teste fornece a vazão bruta e a vazão líquida produzida, sendo muito
importante para a determinação da eficiência de bombeio.
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42 Thaise Maria Silva de Paula
Para que um poço seja detectado com perda, de fato, é importante a análise conjunta das
cartas dinamométricas, nível dinâmico através do sonolog e os testes de produção.
O conhecimento do teste de produção e do nível dinâmico é importante para avaliar o
índice de produtividade do poço e se há a possibilidade de aumento da produção
(COSTA,2008). Além disso, o teste é uma importante ferramenta para confirmar a efetividade
das ações indicadas para os poços detectados com perda, já que, após realização das ações de
intervenção é de se esperar um aumento na vazão.
2.6 Ações para aumento da produção em poços com perda
A engenharia de elevação possui como principal objetivo a elevação máxima possível de
hidrocarbonetos de maneira segura e econômica, através de modificações sobre a pressão de
fluxo no fundo do poço.
Tratando-se de poços equipados com bombeio mecânico detectados com perda, é necessário
avaliar a carta dinamométrica junto a medição do nível dinâmico e do teste de vazão para
detectar os motivos que estão levando a redução na produção. Se há submergência
relativamente alta, isto é, se há coluna de fluido sobre a bomba, o problema é de elevação
(COSTA,2008). A coluna de fluido presente no anular impacta na pressão de fluxo no fundo
do poço causando queda na vazão de produção e o sistema de elevação torna-se ineficiente.
Analisando as cartas dinamométricas de fundo é possível detectar as causas para este acúmulo
de fluido no anular, e determinar as ações de intervenção para corrigir ou melhorar o sistema
de elevação dos poços.
O objetivo é converter as perdas em ganhos de óleo através de intervenções no maior
número de poços detectados, de maneira economicamente viável onde os custos sejam os
menores possíveis. Logo, são trabalhadas ações onde não sejam necessárias a ida da Sonda de
Produção Terrestre (SPT) ao poço. As SPT’s exigem um elevado custo diário para utilização,
maior mobilização de mão-de-obra e são destinadas preferencialmente a operações complexas.
Logo, as intervenções nos poços detectados com perda são realizadas apenas com o auxílio do
guindaste, que possui um custo bem menor, e necessita de poucos operadores para realizar as
atividades necessários.
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43 Thaise Maria Silva de Paula
Aos poços com problemas operacionais do tipo: vazamento ou batida na válvula de pé ou
passeio, deve-se enviar o guindaste para intervir no poço e retirar a coluna de hastes e a bomba
de fundo. Após a retirada da bomba deve-se analisar o estado da peça e realizar manutenção e
troca das válvulas, caso seja necessário.
Quando a necessidade é de aumentar o deslocamento volumétrico, nas situações onde os
poços possuem carta cheia e interferência de gás, as alterações no curso e/ ou no cpm são
realizadas na unidade de bombeio. Para estas intervenções novamente é utilizado o guindaste
para erguer as cargas da unidade de bombeio.
Antes de realizar qualquer intervenção no poço é necessário simular as novas condições de
bombeio para verificar através da análise da curva de toque se a UB suportaria operar em um
novo regime (curso e cpm) e ainda, considerando a redução da submergência a zero, o melhor
resultado das intervenções. Nos casos onde unidades de bombeio não suportariam alterações
no curso e no cpm e nem operar com submergência zero é recomendado trocar a UB atual por
outra de maior porte que possibilite os ajustes necessários e a operação diante das novas
condições.
Esta troca, na verdade, deve ser uma permuta entre a UB de um poço detectado com perda,
que não suportaria um aumento no regime, com a UB superdimensionada de um outro poço.
Mais uma vez, neste caso, antes de realizar a mudança das unidades de bombeio novas
simulações devem ser feitas para cada poço, afim de ter a certeza que elas suportariam as novas
condições de regime nos novos poços as quais serão direcionadas.
Com tudo isto, as operações de intervenção propostas visam o aumento da produção de
forma economicamente viável, através de intervenções simples e de baixo custo se comparadas
a outras operações na indústria do petróleo, são: manutenção na bomba de fundo, aumento de
regime da UB (curso e/ou cpm) e por último, em casos excepcionais a permuta entre as unidades
de bombeio. Em todos os casos, o equipamento utilizado para a movimentação das cargas é o
guindaste, muito mais econômico do que seria utilizar as sondas de produção.
Se as intervenções realizadas forem eficientes, é de se esperar uma redução da submergência,
com isso, haverá redução na Pwf e consequentemente o teste irá medir um aumento na vazão
bruta. Desta forma, pode ser atestado uma melhora na eficiência de bombeio e uma redução ou,
nos melhores casos, a eliminação da perda, ou seja, o poço terá atingido o potencial.
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44 Thaise Maria Silva de Paula
3 MATERIAIS E MÉTODOS
Neste capítulo são apresentados os principais programas para análise e detecção dos
poços com perda e a metodologia proposta para o aumento da produção.
3.1 Programas de análises de poços
Graças ao avanço da tecnologia e dos sistemas de automação e controle a empresa operadora
dos poços da Bacia Potiguar possui ferramentas que possibilitam a análise das condições de
operação no fundo do poço, conhecimento dos fluidos produzidos e, o acompanhamento da
produção ao longo dos anos. As principais ferramentas envolvidas na análise dos poços que
foram úteis para este trabalho são: SIP, SISAL e o TWM
3.1.1 Sistema de Informação da Produção
O Sistema de Informação da Produção (SIP) é um sistema não automatizado onde as
informações registradas são resultados de testes de medições reais, realizadas em contato com
os poços ou com a produção oriunda deles. No SIP são registrados diversos dados de pressão,
produção e do projeto do poço. Algumas das informações importantes retiradas desta
ferramenta são: vazão bruta, vazão líquida, pressão na cabeça, pressão no revestimento, nível
dinâmico e profundidade da bomba. Todas as informações registradas no SIP podem ser
armazenadas em um aplicativo chamado de Consip.
3.1.2 Sistema Supervisório para Automação da Elevação
O Sistema Supervisório para Automação da Elevação (SISAL), foi concebido para
supervisionar poços com diferentes métodos de elevação, através da aplicação de sistemas de
automação (MEDEIROS, 2001). Com este programa é possível monitorar as condições de
operação dos poços e realizar análises importantes em tempo real sem a necessidade de ir
pessoalmente ao poço. Dentre os poços monitorados pelo supervisório destacam-se os de
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bombeio mecânico devido a maior quantidade, porém, nem todos os poços de BM existentes
na bacia possuem o sistema de automação.
O SISAL é uma ferramenta muito importante para análise dos poços de bombeio mecânico,
dele é possível obter automaticamente, através de sinais da automação, a carta dinamométrica
de superfície proveniente de medições por células de carga, e as cartas dinamométricas de fundo
são calculadas pelo modelo matemático de Barreto Filho (1993) para poços verticais e Araújo
Junior (2001) para poços direcionais (SILVA, 2017). Com a carta dinamométrica de fundo o
programa calcula o nível dinâmico e o deslocamento volumétrico da bomba. Para cada poço há
o registro do regime de bombeio, tipo da UB, informações da coluna de revestimento, da coluna
de produção, do diâmetro e profundidade da bomba, profundidade dos canhoneados entre
outros. O SISAL ainda recebe dados vindos do SIP, possibilitando a comparação entre as
informações medidas diretamente nos poços com os dados calculados pela automação, como
pode ser observado na Figura 3.1.
Figura 3.1: Tela do SISAL de um poço com bombeio mecânico
Para cada poço de bombeio mecânico, há uma ferramenta no SISAL que permite a simulação
das cartas dinamométricas, do deslocamento volumétrico e da curva de torque, para diversas
combinações de UB, regime e projetos de poço, facilitando na tomada de decisão para alguma
intervenção.
Ao utilizar o programa é preciso estar atento a qualidade das informações apresentadas, que
eventualmente podem estar sofrendo a influência de algum problema na transmissão dos dados
e/ou nos equipamentos de automação, como: falhas no sinal, falha no sensor de posição e
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46 Thaise Maria Silva de Paula
descalibração dos equipamentos. Somente um profissional treinado é capaz de ter a
sensibilidade para notar algum problema nas informações e realizar os devidos ajustes
necessários.
As informações de cada poço apresentadas pelo SISAL ficam armazenadas em um aplicativo
chamado Análise BM.
3.1.3 Total Well Management
O Total Well Management (TWM) é um programa fabricado pela empresa Echometer
instalado em um computador transportado em uma maleta espacial, utilizado na aquisição de
diversos dados necessários para analisar o desempenho do poço. O TWM utiliza combinações
de hardware e software específicos para leitura e interpretação de dados adquiridos no contato
direto com o poço (TWM MANUAL)
Através do TWM é feita a aquisição do nível dinâmico. Equipamentos conectados ao
computador realizam a operação do sonolog no poço, o programa registra a intensidade das
ondas refletidas e calcula a profundidade do topo de líquido encontrado no anular. Durante esta
operação outros dados importantes são medidos e registrados, por exemplo, a pressão e
temperatura na cabeça do poço e a pressão no anular. Com a obtenção do nível dinâmico o
programa também faz o cálculo da pressão na sucção na bomba. A Figura 3.2 apresenta a tela
do TWM com o registro do teste acústico e medição do nível dinâmico.
Figura 3.2: Medição do nível dinâmico pelo TWM
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As cartas dinamométricas também podem ser obtidas através desta ferramenta. O
dinamômetro instalado na haste polida é conectado através de um cabo ao computador que
contém o programa necessário para decifrar a leitura cargas e desenhar a carta dinamométrica
de superfície. Com a aquisição da carta de superfície, cálculos específicos são realizados e é
obtida a carta de fundo. A Figura 3.3 apresenta as cartas registradas pelo TWM.
Figura 3.3: Registro das cartas dinamométricas pelo TWM
Outros parâmetros são calculados e apresentados pelo TWM, o que torna o instrumento
bastante útil para uma análise completa das condições de produção dos poços.
Mesmo com o auxílio destas ferramentas a análise particular de cada poço para detectar
aqueles que estão produzindo abaixo do seu potencial exigiria muito tempo e mão-de-obra, já
que, em um campo há centenas e até milhares de poços e os poços com perda compreendem a
uma parcela em relação ao todo.
3.2 Detector de Perdas
Diante da necessidade de localizar os poços que estão com perda na produção, em campos
onde o número chega a ordem de milhares e os recursos são escassos para que a busca fosse
feita analisando poço a poço, e pelo bombeio mecânico ser o método de maior destaque dentro
da Bacia, Assmann (2017) criou uma ferramenta computacional utilizando a técnica de lógica
nebulosa, chamada Detector de Perdas. A partir dos dados monitorados pelo SISAL e os
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registros armazenados nos aplicativos Análise BM e Consip, o programa apresenta dentre os
poços automatizados, aqueles com maior possibilidade de terem perda causada por algum
problema no sistema de elevação.
A Lógica fuzzy ou nebulosa surgiu como uma alternativa à lógica clássica, que apenas
classificava um elemento como pertence ou não pertence a um grupo, ou, algo ou é verdadeiro
ou é falso, não existindo um meio termo, comparando-se ao raciocínio binário dos
computadores. A lógica nebulosa introduz uma análise mais humana, criando um conceito de
estado intermediário entre a pertinência e a não-pertinência de um elemento a um certo grupo,
sendo o estado nebuloso. A pertinência é descrita por um valor no intervalo de [0,1] que
expressa o quanto a variável pertence a um certo conceito (SIMÕES, 2007). Este conceito é
muito útil na análise de sistemas multivariáveis, como este.
O programa utiliza as informações mais importantes de todos os poços automatizados
através da aquisição de arquivos de dados gerados pelo aplicativo Análise BM, além de,
importar outros dados armazenados no aplicativo Consip. As variáveis monitoradas que
passarão por processos da lógica nebulosa e darão aos poços a maior ou menor possibilidade
de perda, são:
Indicador de enchimento da carta (I_curso): o enchimento da carta é definido como sendo
a razão entre o curso útil e o curso efetivo. Se o enchimento da carta é muito baixo, o poço deve
estar com pancada e há grande possibilidade de não haver perda. Do contrário, se o enchimento
for muito próximo a 1, a carta deve estar cheia e há mais chance de o poço ter perda
(ASSMANN, 2017).
Indicadores de submergência (I_sub; I_base; I_topo): representam a diferença entre a
profundidade de referência e o nível dinâmico. Assmann considerou que não bastava avaliar
apenas a submergência com relação a profundidade da bomba, e incluiu a submergência relativa
a base e ao topo dos canhoneados. Os poços automatizados têm atualização do nível dinâmico
do enchimento da carta a partir da carta dinamométrica coletada continuamente.
Indicador de BSW (I_bsw): refere-se ao BSW do poço. Se for baixo, maior será a
possibilidade de o poço ter perda, já se, o BSW for muito alto, menor é a probabilidade de
converter a perda em ganho de óleo (ASSMANN, 2017).
Indicador de limite (I_limite): para os poços que possuem limite de vazão, este indicador
compara a vazão atual ao limite. Caso este valor seja alto, significa que o poço está produzindo
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muito perto ou acima da vazão limite e, por isso, tem baixa possibilidade de perda. Do contrário,
se o indicador for baixo, apresentará alta possibilidade (ASSMANN, 2017).
Indicador de vazão de óleo (I_oleo): valores muito baixos de produção de óleo indicam
pouca possibilidade de perda, enquanto, valores altos, indicam alta possibilidade de perda
(ASSMANN, 2017).
Perda de produção (Perda): é o cálculo da perda de óleo, levando em conta os dados de
produtividade do SIP e o valor de nível dinâmico calculado a partir da carta dinamométrica de
fundo coletada pelo sistema de automação (ASSMANN, 2017).
Funções de fuzzificação irão permitir calcular a pertinência dos indicadores em três
conceitos: baixo, médio e alto (possibilidade de perda), mediante a definição dos limiares dos
conceitos para cada indicador. Uma vez que as variáveis estejam fuzzificadas, são aplicadas
regras de avaliação que permitem avaliar os indicadores simultaneamente.
Após avaliação um vetor resultado estará numa escala de 0 a 16 equivalendo a baixíssima
até a maior possibilidade de perda. Este vetor é uma informação fuzzy ou nebulosa, devendo
ser defuzzificado tendo um valor de saída único da possibilidade de perda. Ao final do
procedimento, o programa classifica os poços em ordem decrescente de possibilidade de
estarem com perda de óleo. A Figura 3.4 apresenta o fluxograma de operação do programa.
Figura 3.4: Fluxograma do funcionamento do programa Detector de Perdas
Fonte: Assmann, 2017
O programa foi desenvolvido na plataforma Microsoft Office Excel usando a linguagem de
programação Visual Basic For Applocations (VBA) e possui um funcionamento e interface bem
simples. Na tela Análise, um botão permite acionar o programa, que irá realizar todas as etapas
mostradas na Figura 3.4. Uma lista de poços em ordem de prioridade é o resultado, junto com
os indicadores e o valor da perda de produção líquida em m³/dia. É permitido que o usuário
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altere a quantidade de poços que deverá ser apresentada no final. A figura 3.5 mostra a tela de
Análise.
Figura 3.5: Tela Análise do Detector de Perdas
A segunda tela é de Configuração, mostrada na Figura 3.6 que permite a determinação dos
limiares das funções de fuzzificação das variáveis e estabelecer pesos para estas variáveis. Estes
limiares devem ser ajustados somente por um especialista (ASSMANN, 2017).
Figura 3.6: Limiares de fuzzificação na tela Configuração do Detector de Perdas
Além da apresentação da lista dos poços automatizados com maior possibilidade de perda,
o programa também possui outras funcionalidades importantes para a análise. Na aba IPR há
uma lista com todos os poços produtores da estação, automatizados e não automatizados,
juntamente com diversas informações da produção, das pressões, do nível dinâmico medido e
do poço, oriundos da aquisição dos dados do Consip. Nesta seção a perda também é calculada,
porém, baseada nos dados registrados no SIP. O valor da perda pode ser atualizado caso o
usuário altere qualquer outro dado de entrada que foi apresentado, se tornando bastante útil
também para análise dos poços, além de, permitir que seja investigado a existência da perda na
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produção dos poços que não são monitorados pela automação. A Figura 3.7 a seguir apresenta
a tela IPR.
Figura 3.7: Tela IPR
Outras funcionalidades úteis no programa são: a apresentação das curvas de IPR e IPR
extrapolada (considerando a redução completa da submergência) de óleo e de bruta de cada
poço na tela Apresentação; a curva de perda versus nível dinâmico apresentada na tela
Submergência; as curvas que apresentam a relação da submergência com a perda e com a
pressão no fundo do poço na tela Conversão Submergência x Pressão; e a relação das unidades
de bombeio instalada em cada poço na tela Troca de UB. As curvas estão apresentadas nas
Figuras 3.8, 3.9, 3.10 e são geradas automaticamente após o usuário clicar em cima do nome
do poço na tela IPR.
Figura 3.8: Curvas de IPR na tela Apresentação
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Figura 3.9: Curva de perda versus submergência na tela Submergência
Figura 3.10: Relações entre a submergência e o Pwf e a Perda na tela Conversão
Submergência x Pressão
O programa detector de perdas apenas direciona a análise aos casos com maior
possibilidade de perda, reduzindo o tempo de busca e aproveitando melhor a mão-de-obra
especializada e treinada de maneira objetiva e rápida (ASSMANN, 2017).
Depois de obtida a lista de poços com maior possibilidade de perda, é necessário a análise
afinada de todos estes eles, lançando mão das ferramentas, SISAL, SIP e TWM para então,
comprovar a existência da perda, já que, os poços apresentados foram adquiridos baseados em
dados de automação que, por vezes, podem estar contaminados devido a algum problema na
transmissão do sinal, no funcionamento e calibração dos equipamentos de automação, ou
alimentação de parâmetros no SIP, entre outros fatores. As outras funcionalidades do Detector
de Perdas também são aproveitadas nesta etapa.
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3.3 Metodologia Proposta
Para tornar a atividade de aumento da produção através de intervenções em poços com
perda operacionalmente viável para empresa, onde a maior quantidade de poços seja detectada
e as ações para melhoria ou correção do sistema de elevação sejam corretas e eficientes,
evitando custos elevados, é preciso estabelecer algumas etapas importantes de serem seguidas
ao longo de todo o processo.
Lançando mão do programa detector e das outras ferramentas de análise dos poços, aliados
ao conhecimento do funcionamento e os problemas operacionais que podem ocorrer no sistema
de bombeio mecânico, na Figura 3.11 está o fluxograma da metodologia proposta.
Figura 3.11: Fluxograma de operação da atividade
3.3.1 Monitoração dos poços automatizados
O processo inicia na fase de monitoração, nesta etapa os poços automatizados estão sendo
monitorados pelo SISAL e os dados são registrados no aplicativo Analise BM, da mesma forma
que outras informações importantes são registradas no aplicativo Consip. Neste momento não
é necessária utilização da mão-de-obra, sendo destinada apenas para colher os arquivos dos
aplicativos e deixar disponíveis para utilização no detector de perdas.
3.3.2 Detectar perdas
Nesta etapa o Detector de Perdas irá processar todos os dados monitorados e registrados, e
fornecer uma lista de poços detectados com a possibilidade de terem perdas na produção. Nesta
fase a mão-de-obra praticamente não intervém, a não ser, apenas para acionar o detector.
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3.3.3 Analisar os poços apresentados pelo detector
Com a relação de poços apresentada pelo detector é o momento onde a mão de obra
especializada e treinada entra no processo para analisar as condições de operação de cada um e
confirmar os casos onde a perda realmente existe, considerando que as informações de alguns
destes poços registradas na fase de monitoramento tenham sofrido alguma interferência por
problemas na automação influenciando na detecção pelo programa.
A análise começa do poço com maior possibilidade de perda ao poço de menor, utilizando
os programas SISAL e SIP. Esta fase pode demandar maior tempo, vai depender da experiência
do profissional em avaliar a qualidade da informação apresentada pela automação e analisar os
problemas que ocorrem no fundo do poço.
Se as informações apresentadas pelo SISAL possuírem falhas ou, devido a algum problema
na transmissão do sinal, não é possível analisar o poço, faz-se necessário os registros de
medição das cartas e do nível dinâmico no TWM. Caso o último registro do poço seja antigo,
não é viável confiar nas informações apresentadas, já que, podem não representar a situação
atual do poço, sendo necessário solicitar uma nova medição do nível dinâmico e das cartas, para
então realizar nova análise. Nesta fase as outras funcionalidades do Detector de Perdas também
são utilizadas.
Antes de atestar que o poço possui perda é importante determinar um valor mínimo a partir
do qual a perda na produção é considerada e se o ganho de óleo é satisfatório para compensar
os custos na intervenção. Este valor mínimo irá depender da produção atual do campo, dos
recursos para as intervenções e das características dos fluidos produzidos, devendo ser
determinado por profissionais especializados. Neste trabalho está sendo considerado um valor
de perda de óleo de 0,1 m³/dia que corresponde a 0,629 barris por dia (bpd), como o mínimo
para atestar que o poço tem perda e dar continuidade as ações. Na fase de análise a perda de
óleo é calculada e os poços detectados com valores abaixo da referência não são considerados
e saem da análise.
Outro fator a ser considerado durante a análise é a temperatura medida por um sensor de
temperatura instalado na cabeça do poço, registrada no SIP ou no TWM. Para que as
intervenções sejam possíveis de serem realizadas de maneira segura, é preciso limitar a
temperatura para que o poço seja parado. Neste trabalho, devido está sendo considerada a maior
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temperatura possível para intervir no poço em 70º C, considerando campos onde os poços estão
sob a influência da injeção de vapor como método de recuperação de óleo. Poços detectados
com perda com a temperatura acima desta referência não são considerados e saem da análise.
3.3.4 Propor ações de intervenção
Aos poços onde são confirmadas a existência da perda em valores iguais ou superiores ao
valor de referência, baseado na análise dos problemas que ocorrem no fundo do poço que
causam a ineficiência no sistema de elevação, são propostas as ações de intervenção a serem
realizadas pelas equipes competentes e responsáveis pelas intervenções nos poços. As ações
propostas podem ser: manutenção na bomba de fundo, aumento de regime (curso e/ou cpm) e
permuta entre as unidades de bombeio.
O número de poços que entra na fase de proposta de ações não é o mesmo que foi
apresentado pelo detector sendo, na verdade, uma pequena parcela, já que, durante a análise
muitos poços são desconsiderados pois é comprovada que a perda não existe, estava abaixo do
valor de referência, ou a temperatura excedia o valor máximo possível para intervir.
3.3.5 Realização das ações
Depois de proposta a ação de intervenção necessária para que a perda seja convertida em
ganho de óleo, as equipes responsáveis devem realizá-las em prioridade das maiores perdas. O
responsável pela atividade deve acompanhar o andamento das ações e estar atento quando a
ação for realizada.
3.3.6 Análise dos poços após ação
Depois de averiguado que a ação foi realizada, uma nova análise das condições do poço é
necessária para visualizar se os problemas foram corrigidos e a eficiência foi melhorada. Nesta
fase também é necessário fazer uso do SISAL e do TWM. Se for constatado que a carta
apresentou melhora em comparação a carta de quando o poço foi detectado com perda, e a
submergência foi reduzida, quer dizer que a ação proposta foi positiva. Já, se a carta não
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apresentou melhora, ou a submergência não alterou ou aumentou, é necessário fazer nova uma
análise do sistema e repetir as outras etapas do processo.
3.3.7 Determinação dos ganhos
No caso de ser observado que a ação melhorou a carta de fundo e a submergência foi
reduzida, é necessário solicitar a realização do teste de produção para que, de fato, seja
confirmado que a operação obteve êxito. Se a carta melhorou e a submergência diminuiu é de
se aguardar um aumento na vazão de produção no teste. Dessa forma, é determinado o ganho,
sendo simplesmente a diferença entre a vazão medida depois da realização da ação, com a vazão
medida antes.
Ganho = Qdepois da ação − Qantes da ação (3.2)
Este ganho pode ser calculado tanto em relação a vazão de óleo, como em relação da vazão
bruta apresentadas no teste.
O ideal é o profissional acompanhar a maior quantidade de poços possíveis na mesma etapa,
porém, todo o processo está em função de outros fatores, por exemplo, o tempo para que as
intervenções ocorram, ou uma medição do TWM e teste de produção sejam feitos, com isso, o
acompanhamento de todos os poços dentro da mesma etapa nem sempre é possível. Contudo,
o importante é seguir essa sistemática não deixando de passar nenhum poço por alguma das
fases.
No começo o número de poços que precisam ser analisados é grande, mas com o tempo, os
poços já analisados começam a se repetir, de tal forma que precisam ser analisados apenas os
poços que apresentam problemas desde a última análise.
É recomendado que este ciclo se repita continuamente e seja adotado como prática de
operação no campo, de forma que seja possível reduzir a maior quantidade possível de poços
com perda na produção e, além disso, garantir através das ações de intervenção simples o
funcionamento ótimo dos poços de modo que possibilitem a produção máxima possível de óleo
do reservatório.
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4 RESULTADOS E DISCUSSÕES
Neste capítulo são apresentados os resultados obtidos com a utilização da metodologia
proposta em campos da Bacia Potiguar.
A metodologia proposta neste trabalho foi aplicada pela empresa operadora na Bacia
Potiguar durante o período de oito meses, ao longo deste tempo centenas de poços pertencentes
a 10 campos foram apresentados pelo Detector de Perdas e analisados. A seguir, com maiores
detalhes, seguem as etapas da metodologia aplicada em 3 poços apresentados pelo programa e
seus resultados. Para expandir a análise sobre a funcionalidade da metodologia, ao final do
capítulo há os resultados obtidos após a intervenção em 30 poços (incluindo o 3 apresentados)
dentro do período de utilização.
4.1 Detecção
Os três poços que serão analisados foram detectados pelo programa Detector de Perdas de
acordo com a Figura 4.1.
Figura 4.1: Poços detectados pelo Detector de Perdas
Fonte: Detector de Perdas (ASSMANN, 2017).
4.2 Análise
Partindo do conhecimento dos poços com maior chance de estarem produzindo abaixo do
potencial devido a algum problema no sistema de elevação e lançando mão das ferramentas
SISAL, SIP, TWM, e outros recursos do Detector de Perdas, serão apresentados os parâmetros
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58 Thaise Maria Silva de Paula
de produção e a carta dinamométrica de fundo extraídos na análise de cada poço. A Figura 4.2
mostra os dados obtidos da análise do poço 1.
Figura 4.2: Análise do poço 1
Os parâmetros apresentados, comprovam que há elevada pressão na sucção da bomba
causada pela elevada coluna de fluido no anular. A eficiência volumétrica é baixa e a carta
mostra que há vazamento na válvula de passeio. Logo, comprova-se que a produção está
comprometida devido a problemas no sistema de elevação. Analisando a curva da IPR do poço
1, obtida através do Detector de Perdas conforme a Figura 4.3, a perda bruta é 5,1 m³/dia,
equivalendo a 32,07 bpd. Com o BSW igual a 54,6%, aplicando a Equação (2.20), o valor da
perda líquida é de 2,3 m³/dia, o mesmo que 14,47 bpd de óleo.
Figura 4.3: IPR e perda bruta do poço 1
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Fonte: Detector de Perdas (ASSMANN, 2017).
Realizando a mesma análise das condições de bombeio, na Figura 4.4 estão os parâmetros
de operação e a carta de fundo do poço 2.
Figura 4.4: Análise do poço 2
O poço 2 é raso e possui submergência relativamente alta, 50 metros. A carta mostra que
está ocorrendo interferência de gás e a eficiência volumétrica é de 62%, enquanto a UB opera
em baixo regime de curso e cpm. Analisando a curva de IPR apresentada na Figura 4.5 há o
valor da perda bruta de 3,1 m³/dia equivalendo a 19,5 bpd. Sendo o BSW igual a 87,7 aplicando
a Equação (2.20), a perda líquida tem o valor de 0,39 m³/dia, ou seja, 2,4 bpd.
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Figura 4.5: IPR e perda bruta do poço 2
Fonte: Detector de Perdas (ASSMANN, 2017).
Da mesma maneira que para os poços 1 e 2, na Figura 4.6 estão os parâmetros de produção
e carta de fundo do poço 3, extraídos das ferramentas de análise.
Figura 4.6: Análise do poço 3
No poço 3 também foi comprovado a existência de uma elevada coluna de fluido do anular
deixando a bomba submergida e a pressão no fundo alta. Apesar da carta não indicar algum
problema evidente na bomba, a eficiência de bombeio é baixa. Por isto, comprova-se a
existência da perda devido a algum problema na elevação e seu valor é de 12,8 m³/dia, ou, 80,51
bpd de produção bruta calculado através da curva de IPR conforme a Figura 4.7. Já, a perda
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61 Thaise Maria Silva de Paula
líquida, aplicando-se a Equação (2.20) com o BSW igual a 73,3% é de 3,4 m³/dia, equivalendo
a 21,38 bpd.
Figura 4.7: IPR e perda bruta do poço 3
Fonte: Detector de Perdas (ASSMANN, 2017).
As análises detalhadas das condições de operação dos três poços indicados pelo Detector
de Perdas confirmaram a existência de problemas no sistema de elevação que estão favorecendo
a redução da produção. Logo, as perdas foram confirmadas e calculadas. A partir de então, é
necessário propor ações de intervenção capazes de melhorar o sistema de elevação, reduzir a
pressão de fluxo no fundo do poço e proporcionar o aumento da vazão.
4.3 Propostas de ações
No poço 1, há vazamento na válvula de passeio, a eficiência volumétrica é baixa e a
submergência é alta. Neste caso, a ação de intervenção recomendada é: manutenção na bomba
de fundo. Antes de realizar a intervenção, utilizando o SISAL, é necessária a simulação da curva
de torque para averiguar se a UB suportaria o esforço exigido, considerando a melhor condição
que o poço poderia ficar após realização da intervenção, com submergência igual a zero,
conforme a Figura 4.8.
Figura 4.8: Simulação da curva de torque do poço 1
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Fonte: SISAL
Mesmo simulando para diferentes posições dos contrapesos e cursos, percebe-se que a UB
atual não suportaria a nova condição com submergência igual a zero, já que o torque exigido
excede a capacidade máxima de 228.000 lb.in. Neste caso, com o auxílio do Detector de Perdas
foi encontrado a UB 320 - 256 - 120 com capacidade superior de torque e que atende a um
regime próximo ao da UB anterior. Uma nova simulação da curva de torque é necessária para
averiguar se a nova unidade atende às condições de produção do poço 1 com o curso de 68 in e
8 cpm, de acordo com a Figura 4.9.
Figura 4.9: Simulação da curva de torque para nova UB no poço 1
Fonte: SISAL
Com a nova curva de toque simulada comprova-se que a nova UB é capaz de atender às
novas condições de produção do poço 1. Com isto, as ações de intervenções indicadas para o
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poço 1 são: manutenção na bomba de fundo, troca de UB, e como o mínimo curso admitido por
esta nova unidade é de 68 inclui-se também o aumento de regime.
No poço 2 há a ocorrência de interferência de gás. Neste caso, é recomendado como ação
de intervenção o aumento do curso. O curso atual fornecido pela UB é de 28 in e há a
possibilidade de aumenta-lo para 40, 52, ou 64. Através da simulação é verificado se a UB irá
atender a situação de maior deslocamento volumétrico com o curso em 64 in e a submergência
reduzida a zero, conforme a Figura 4.10, a seguir.
Figura 4.10: Simulação da curva de torque do poço 2
Fonte: SISAL
A simulação do novo regime indica que a UB atenderá a nova solicitação de torque. Sendo
assim, a ação de intervenção para o poço 2 será: aumento do regime, passando o curso de 28
para 64 in.
No poço 3 foi identificado elevada submergência e eficiência volumétrica baixa. Eficiência
volumétrica baixa leva à manutenção na bomba de fundo, mesmo que o motivo para a
ineficiência não seja bem identificado através da carta. Como este poço possui elevada coluna
de líquido no anular e margem para que o regime de bombeio seja elevado, será realizado a
simulação para a situação onde a submergência é reduzida a zero e o deslocamento é elevado.
A Figura 4.11 apresenta a curva de torque simulada para condição de operação do poço 3 com
submergência igual a zero e o curso elevado para 61 in.
Figura 4.11: Simulação da curva de torque do poço 3
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Fonte: SISAL
Também foram realizados testes para o aumento do curso e frequência superiores a 61 in e
7 cpm, porém a UB não atendeu. Logo, as intervenções recomendadas para o poço 3 serão:
manutenção na bomba de fundo e aumento de curso de 50 para 61 in.
4.4 Realização das ações
Após definida as ações de intervenção, estas foram realizadas pelas equipes competentes de
operar em poços de bombeio mecânico.
4.5 Análise dos poços após intervenções
Depois de realizadas as ações, são necessárias novas medições do nível dinâmico e da carta
dinamométrica de fundo através do SISAL ou do TWM, além do teste de produção que irá
medir a nova vazão. Novamente os parâmetros de produção dos poços são analisados para que
sejam observados se houve melhora no sistema de elevação e o aumento na vazão.
A Figura 4.12 apresenta os novos parâmetros de produção do poço 1 após realização da
manutenção na bomba de fundo, troca da UB e o aumento do curso. Além disso, é apresentado
a nova carta de fundo superposta a carta apresentada quando o poço foi detectado com perda
para melhor percepção da mudança no sistema.
Figura 4.12: Análise do poço 1 após intervenção
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Os resultados apresentados do poço 1 mostram que a submergência foi reduzida a zero, a
carta apresentou aumento do F0 e pancada de fluido comprovando que o nível dinâmico se
encontra na profundidade da bomba e não há perda. A eficiência volumétrica aumentou para
43%, a vazão bruta para 14,7 m³/dia, equivalendo a 88,06 bpd e a líquida para 6 m³/dia,
correspondendo a 37,74 bpd.
A Figura 4.13 apresenta as novas condições de operação do poço 2 após realização do
aumento do curso para 64 in.
Figura 4.13: Análise do poço 2 após intervenção
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Os resultados obtidos mostram que a submergência foi reduzida a zero e eficiência de
bombeio aumentou para 90%. A carta indica que ainda há interferência de gás, porém como o
poço está produzindo tudo o que vem do reservatório este fato não impacta na elevação. A
vazão bruta aumentou para 38,7 m³/dia, equivalendo a 243,4 bpd e a líquida para 3,6 m³/dia, o
mesmo que 22,64 bpd.
A Figura 4.14 apresenta a análise do poço 3 após realização das ações de manutenção na
bomba de fundo e aumento do curso para 61 in.
Figura 4.14: Análise do poço 3 após intervenção
O poço 3 teve redução da submergência em 29 metros diferente dos poços 1 e 2 que a
redução foi completa, mesmo assim, a eficiência de bombeio aumentou para 60%, a produção
bruta para 36 m³/dia, equivalendo a 226,4 bpd e a líquida para 6,4 m³/dia, o mesmo que 40,25
bpd.
4.6 Determinação dos ganhos
Nos três poços as intervenções melhoraram os sistemas de elevação, as submergências
foram reduzidas, e a produção dos poços aumentaram. Nota-se também, que junto ao aumento
da vazão o BSW dos três poços também aumentou o que consequentemente afetou o ganho de
óleo. A seguir, na Tabela 4.1 estão apresentados os ganhos na produção bruta e líquida nos três
poços.
Tabela 4.1: Ganhos na produção bruta e líquida
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Como o objetivo do trabalho é converter a perda em ganho de óleo, através das intervenções
no sistema de elevação na maior quantidade possível de poços detectados é conveniente avaliar
o ganho de óleo total. O Detector de Perdas direciona a análise para os poços com maior
possibilidade e permite que o profissional estime o valor da perda. Na Tabela 4.2 está a
comparação entre os valores de perda de óleo estimados e os valores de ganho de óleo obtidos.
Tabela 4.2: Comparação entre as perdas líquidas estimadas e o ganho de óleo obtidos
Na Tabela 4.2, observa-se que o poço 1 teve um ganho líquido abaixo do estimado, o poço
2 teve um ganho acima, enquanto que, o poço 3 teve o ganho igual ao estimado. O total das
perdas líquidas estimadas foi de 39,94 bpd, enquanto o ganho total de óleo foi 36,48 bpd.
Comparando-se os valores totais das perdas e dos ganhos, vê-se que o ganho obtido total se
aproximou ao valor da perda total estimada pela ferramenta de detecção em 91%.
Junto aos três poços apresentados, outras dezenas de poços foram detectados, analisados e
sofreram ações de intervenção para melhoria do sistema de elevação e obtenção de ganho de
óleo seguindo a sistemática proposta. A seguir, na Tabela 4.3 serão apresentados os valores de
vazão bruta, vazão de óleo, BSW, submergência e perda líquida estimada de trinta poços
detectados com perda, incluindo os três poços apresentados anteriormente, além do tipo de
intervenção realizada, os valores de vazão bruta, vazão líquida, BSW, submergência e ganho
líquido, obtidos após realização das ações.
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CEP/CT/UFRN 2018.2
68 Thaise Maria Silva de Paula
Tabela 4.3: Dados de produção de 30 poços detectados com perda antes e depois da
ação de intervenção
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CEP/CT/UFRN 2018.2
69 Thaise Maria Silva de Paula
Analisando os resultados pontuais de cada poço, há casos onde o ganho é menor que o
estimado, enquanto outros que o ganho é maior. Nos poços 4, 8, 10, 13, 16, 25,26 e 28 a vazão
Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CEP/CT/UFRN 2018.2
70 Thaise Maria Silva de Paula
de óleo medida após a ação foi menor que a vazão medida quando o poço foi detectado com
perda, este fato pode estar ligado a imprecisões na medição de elevados BSW e ao salto
inesperado da fração de água produzida devido ao uso de métodos de recuperação no
reservatório, como por exemplo, a injeção de vapor.
Em todos os poços, o sistema de elevação teve seus problemas corrigidos, aumentando a
eficiência volumétrica, provocando consequentemente a redução na submergência e o aumento
da produção bruta.
Avaliando os resultados totais dos poços analisados percebe-se que a perda total estimada
era de 254,18 bpd de óleo, enquanto que, o ganho de óleo obtido ultrapassou o valor estimado
permanecendo bem próximo, no valor de 261,67 bpd.
Acompanhando a produção dos 30 poços após as intervenções e colhendo os dados
registrados no SIP de vazão bruta, vazão líquida, e BSW foram obtidos os resultados do
aumento percentual médio na produção bruta, no BSW e na vazão líquida, levando ao
incremento ou ganho no volume de óleo acumulado conforme estão apresentados na Tabela
4.4.
Tabela 4.4: Resultados do incremento na produção dos 30 poços ao longo de oito
meses
5 CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES
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Neste trabalho foi desenvolvida uma metodologia para identificação e intervenção no
sistema de elevação de poços com a produção abaixo do seu potencial, mais exclusivamente,
poços com sistema de bombeio mecânico. Para tanto, fez-se uso de uma ferramenta
recentemente desenvolvida, que permite o melhor aproveitamento dos recursos de análise e
mão de obra para a identificação dos poços automatizados com maior possibilidade de perdas
na produção devido a alguma ineficiência no sistema de elevação, chamada Detector de Perda
(ASSMANN, 2017). O desenvolvimento do trabalho buscou como objetivo principal o aumento
na produção de óleo em campos da Bacia Potiguar através de ações simples e economicamente
viáveis do ponto de vista da operação em poços de petróleo.
Para validação da sistemática proposta, foram analisados centenas de poços em um período
de oito meses chegando no final ao número de 30 poços detectados com as ações de intervenção
concluídas e o incremento na produção alcançado.
Analisando os resultados apresentados dos 30 poços pôde-se observar que em todos os casos
o sistema de elevação foi melhorado e a submergência foi reduzida, em uns poços mais do que
em outros, e a produção bruta foi elevada em todos os casos. No entanto, o ganho de óleo em
alguns poços foi superior ao estimado, outros o ganho foi abaixo e, em 7 casos o ganho imediato
obtivo após a intervenção foi negativo devido a um aumento inesperado do BSW.
A perda líquida individual de cada um dos poços identificados foi calculada e obtida com o
auxílio do Detector de Perdas, a soma de todas elas resultou na perda total estimada. A perda
total estimada foi muito próxima ao ganho de óleo total dos 30 poços, alcançando uma
aproximação de 97%, demonstrando uma funcionalidade satisfatória da metodologia
empregada.
Ao longo dos oito meses a medida que os poços detectados foram sofrendo as intervenções
e a melhoria no sistema de elevação era atestada, as suas produções foram acompanhadas e
demonstraram um incremento médio da vazão líquida de 51% e o aumento no volume
acumulado de óleo de 46.133 bbl.
Com tudo isto, a metodologia proposta, embora simples, tornou-se de fato, eficaz na
otimização da produção através de intervenções simples e economicamente viáveis em poços
de bombeio mecânico cuja produção estava abaixo do seu potencial e o sistema de elevação
apresentava alguma ineficiência. O Detector de Perdas foi uma ferramenta bastante importante
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72 Thaise Maria Silva de Paula
no direcionamento da análise, proporcionando um melhor aproveitamento da mão-de-obra
disponível, dos recursos de análise, além de economia no tempo para detecção.
Para trabalhos futuros fica a sugestão de ampliação do programa detector ou criação de
um novo programa para detectar poços com perda que possuam outros métodos de elevação. E
ainda, estudos sobre a previsão do aumento do BSW com a redução da pressão de fluxo em
reservatórios maduros que passam por métodos de recuperação suplementar, do tipo, injeção
de vapor.
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Trabalho de Conclusão de Curso – Engenharia de Petróleo –CEP/CT/UFRN 2018.2
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