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SELEÇÃO DE BOMBA CENTRÍFUGA PARA ELEVAÇÃO
ARTIFICIAL EM POÇO DE PETRÓLEO OFFSHORE DO PÓS
SAL BRASILEIRO
Lucas Gonzalez Faria
Projeto de Graduação apresentado ao Curso de
Engenharia Mecânica da Escola Politécnica,
Universidade Federal do Rio de Janeiro, como parte
dos requisitos necessários à obtenção do título de
Engenheiro Mecânico.
Orientador: Reinaldo De Falco
Rio de Janeiro
Dezembro de
2019
i
Faria, Lucas Gonzalez
Seleção de Bomba Centrífuga para Elevação
Artifical em Poço de Petróleo Offshore do Pós sal
Brasileiro/Lucas Gonzalez Faria – Rio de Janeiro:
UFRJ/ Escola Politécnica, 2019.
XIV, 81 p.: il.; 29,7 cm.
Orientador: Reinaldo de Falco
Projeto de Graduação – UFRJ/ Escola Politécnica/
Curso de Engenharia Mecânica, 2019.
Referências Bibliográficas: p. 67-69.
1. Bombas Hidráulicas. 2. Sistema de Elevação
Artificial. 3. Indústria de Exploração Offshore. 4.
Equipamentos de Extração Secos. 5. Estudo de
Sistema Hidráulicos. I. De Falco, Reinaldo. II.
Universidade Federal do Rio de Janeiro, Escola
Politécnica, Curso de Engenharia Mecânica. III.
Seleção de Bomba Centrífuga para Elevação
Artificial em Poço de Petróleo Offshore no Pós sal
Brasileiro.
ii
Dedico este trabalho à minha
família, jamais deixaram de
acreditar em mim e me
apoiaram em toda decisão na
minha vida.
iii
Agradecimentos Gostaria de agradecer primeiramente à minha família. Minha mãe, Regina, que é
o meu maior exemplo de dedicação e cuidado, de profissional e de mostrar que nada é
impossível. Meu pai, Luiz Eduardo, que me mostrou desde criança o que é ser íntegro,
carinho, respeitoso e ainda por cima um engenheiro mecânico do maior nível que pude
encontrar. Minha irmã, Roberta, que ajudou na escolha do meu curso, me mostrou
várias vertentes e sempre esteve no meu lado durante toda essa caminhada. Meu
padrinho e madrinha, Paulo e Ana Cristina, por todo o amor e preocupação em toda a
minha vida. Meu tio e tia, Aurélio e Anna Claudia, pelos conselhos nos momentos
difíceis e momentos de incerteza. À minha tia Denise, por ser uma pessoa que sempre
pude contar. A todos os meus primos pela presença e palavras quando precisei.
Agradeço ao meu orientador Reinaldo de Falco, por uma das melhores aulas que
tive na UFRJ, influenciador forte, mesmo sem saber, pela minha escolha de tema de
projeto final.
Aos meus amigos da UFRJ, por serem o que melhor encontrei de qualidade de
estudantes e profissionais, pelo companheirismo e amizade nos anos de faculdade, por
todas as ajudas em estudos e muito mais. Alvaro, Arthur, Bernardo, Gabriel, Gustavo,
Pegoretti, Deforme, Luiz Paulo, Matheus Dos Santos, Matheus Costa, Pedro, Rafael,
Renan, Ronaldo, Thiago, Thainara e Victor, vocês foram essenciais para mim.
Aos meus amigos do Santo Inácio que apesar do distanciamento da vida sempre
estiveram presentes, preocupados comigo e me ajudando em tudo que precisei. Bruno,
Frederico, Guilherme, João Pedro, Nicolas, Pedro Henrique, Stefano e Vitor, obrigado
por todo esse tempo juntos.
À equipe de competição Minerva Baja UFRJ e todos com que convivi nela. Nos
quase 2 anos que passei trabalhando aprendi como nunca o significado de dedicação,
amor ao que se faz, propósito, trabalho em grupo, engenharia e liderança.
Aos meus colegas de trabalho na Baker Hughes/GE que viraram amigos.
Fernanda, Flavia, Giulia, Geovanny, Isabelle, João, Larissa, Leandro, Tarso, Thais,
Victor e Yasmine, obrigado pelos ensinamentos e por todo aprendizado profissional.
Obrigado aos meus amigos do intercâmbio, Francisco, Gustavo, Dieuwke, Julie,
iv
Paolo, Mattia, Irene, Gloria, Preetham, Vishal, Suraj, Elena, Emmanuelle, Chez,
Jennifer e Chris, por um dos melhores anos da minha vida na Suécia.
Agradeço à UFRJ e Escola Politécnica por todas as oportunidades para mim
ofertadas e também à estrutura fornecida, não só a mim, mas a todos os estudantes.
Obrigado à KTH, universidade que me acolheu esplendorosamente bem em um
país tão distante, me fazendo sentir em casa desde antes de receber a carta de aceite.
v
“Diga-me e eu esquecerei.
Ensina-me e eu lembrarei.
Envolva-me e eu
aprenderei."
Benjamin Franklin
vi
Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica/ UFRJ como parte dos
requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheiro Mecânico.
SELEÇÃO DE BOMBA CENTRÍFUGA PARA ELEVAÇÃO ARTIFICIAL EM
POÇO DE PETRÓLEO OFFSHORE DO PÓS SAL BRASILEIRO.
Lucas Gonzalez Faria
Dezembro/2019
Orientador: Reinaldo de Falco
Curso: Engenharia Mecânica
O mundo segue o caminho da transição da matriz energética. Cada vez mais vemos o
crescimento de fontes renováveis na matriz mundial. Entretanto ainda há uma grande
contribuição da indústria de óleo e gás no fornecimento de energia e o Brasil é um país
que atualmente se destaca neste quesito. Nossa principal operadora começou a
desinvestir ativos menores o que abriu o mercado para a entrada de empresas
independentes menores. Estas empresas têm o foco de aumentar produção rapidamente
e elevar ao máximo sua eficiência operacional. Para aumentar a produção podemos inserir
um sistema de bombeio centrífugo submerso, elevação artificial, que será o tema deste trabalho.
Será feito um estudo de caso do poço POL-011 no campo de Polvo. O objetivo será
dimensionar e selecionar uma bomba capaz de elevar petróleo com pressões de sucção e
descarga iguais a 6667 kPa e 19395 kPa, respectivamente, e que a tubulação passa por
equipamento onshore de produção até chegar à plataforma. Foi realizado um estudo,
através de dados fornecidos e calculados, sobre o sistema que essa bomba é aplicada. Os
cálculos de comprimentos, perdas de carga e construção da curva do sistema e definição
do ponto de operação são feitos durante o projeto. Duas bombas foram consideradas. Ao
final desse estudo uma bomba foi selecionada através de uma análise técnica.
Palavras-chave: Mercado de Óleo e Gás; Desinvestimentos; Elevação Artificial;
Bombeio Centrífugo Submerso; Viscosidade; Seleção de Bomba.
vii
Abstract of Undergraduate Project presented to POLI/UFRJ as a partial fulfillment of the
requirements for the degree of Mechanical Engineer.
CENTRIFUGAL PUMP SELECTION FOR ARTIFICIAL LIFT IN OFFSHORE OIL
WELL ON THE BRAZILIAN POST SALT
Lucas Gonzalez Faria
December/2019
Advisor: Reinaldo de Falco
Course: Mechanical Engineering
The world follows on the path of energy matrix transition. More and more we see a
growth of renewable’s sources in the world matrix. However, there is still a big
contribution of the oil and gas industry in the energy supply and Brazil it’s a country
currently on the spotlight for this. Our main operator began to divest smaller assets
opening the market to small independent companies. This companies tend to focus on
fast enhancement of production and elevation of their operational efficiency. This
enhancement can be done through the application of electrical submersible pumping
systems, artificial lift, which will be the topic of this work. A case study will be done of
the POL-011 well in the Polvo field. The objective will be to scale and select a pump
capable of elevating oil with suction and discharge pressures equals to 6667 kPa and
19395 kPa, respectively, and that the pipe goes through some onshore production
equipment until reaches the platform. A study was conducted, with data provided and
calculated, about the system the pump is applied. Length calculations, load loss, system
curve and the operation point are done throughout the project. Two pumps we
considered. Finally, a pump is chosen through a technical analysis.
Keywords: Oil and Gas Market; Divestments; Secondary Recovery; Artificial Lift;
Electrical Submersible Pumping; Viscosity; Pump Selection;
viii
Sumário
Lista de Figuras ................................................................................................................ xi
Lista de Tabelas ............................................................................................................. xiii
1 . INTRODUÇÃO ......................................................................................................... 1
1.1 Motivação ................................................................................................................1
1.2 Objetivo e Estrutura .................................................................................................5
2 . MÉTODOS DE ELEVAÇÃO ................................................................................... 7
2.1 Elevação Natural......................................................................................................7
2.2 Elevação Artificial ...................................................................................................8
2.2.1 Gas Lift .............................................................................................................8
2.2.1.1 Gas Lift Contínuo (GLC) .............................................................................9
2.2.1.2 Gas Lift Intermitente (GLI) .........................................................................9
2.2.1.3 Escolha do Tipo de Gas Lift ........................................................................9
2.2.2 Bombeio Mecânico por Haste (BM) ..............................................................10
2.2.3 Bombeio por Cavidades Progressivas (BCP) .................................................11
2.2.4 Bombeio Centrífugo Submerso (BCS) ...........................................................12
2.2.4.1 Bomba ........................................................................................................14
2.2.4.2 Sucção da Bomba e Separador de Gás ......................................................15
2.2.4.3 Selo/Protetor ..............................................................................................15
2.2.4.4 Motor Elétrico ...........................................................................................15
3 . REVISÃO BIBLIOGRÁFICA .................................................................................. 17
3.1 Escoamentos ..........................................................................................................17
3.1.1 Perda de Carga (hf) .........................................................................................17
3.1.1.1 Perda de Carga Normal (hfN) .....................................................................17
3.1.1.2 Perda de Carga Localizada (hfL) ................................................................18
3.1.1.2.1 Método Direto ......................................................................................18
3.1.1.2.2 Método do Comprimento Equivalente .................................................18
3.1.2 Associação de Tubulações ..............................................................................19
3.1.2.1 Tubulações em Série ..................................................................................19
3.1.2.2 Tubulações em Paralelo .............................................................................20
3.2 Bombas ..................................................................................................................20
ix
3.2.1 Classificação das Bombas ..............................................................................21
3.2.2 Características das Bombas ............................................................................21
3.2.2.1 Dinâmicas ou Turbobombas ......................................................................21
3.2.2.2 Volumétricas ou de Descolamento Positivo ..............................................22
3.2.3 Curvas Características das Bombas ................................................................22
3.2.3.1 Curva Head (H) x Vazão (Q) ....................................................................23
3.2.3.2 Curva de Potência (Potabs) x Vazão (Q).....................................................23
3.2.3.3 Curva de Rendimento Total (η) x Vazão (Q) ............................................23
3.2.4 Fatores que modificam as curvas características ............................................23
3.2.4.1 Efeito da viscosidade nas curvas características........................................23
3.2.5 Características principais do sistema ..............................................................25
3.2.5.1 Altura Manométrica Total – Head (H) ......................................................25
3.2.5.2 Altura Manométrica de Sucção – Head de Sucção (HS) ...........................26
3.2.5.3 Altura Manométrica de Descarga – Head de Descarga (HD) ....................27
3.2.5.4 Especificação da Curva do Sistema ...........................................................28
3.2.6 Determinação do Ponto de Operação .............................................................29
3.2.7 Associação de Bombas ...................................................................................30
3.2.7.1 Associação de Bombas em Série ...............................................................30
3.2.7.2 Associação de Bombas em Paralelo ..........................................................31
3.2.8 Cavitação ........................................................................................................31
3.2.9 NPSH disponível ............................................................................................32
3.2.10 NPSH requerido............................................................................................32
3.2.11 Análise da Cavitação ....................................................................................33
4 . ESTUDO DE CASO ................................................................................................. 34
4.1 Análise da Configuração .......................................................................................35
4.2 Premissas do Projeto ..............................................................................................37
4.3 Informações do Projeto ..........................................................................................37
4.3.1 Materiais .........................................................................................................39
4.3.2 Fluído de Trabalho ........................................................................................ 40
4.3.3 Análise da Tubulação e Acessórios das Linhas ............................................ 41
4.3.4 Dados de Operação ....................................................................................... 43
4.3.5 Análise do Escoamento ..................................................................................44
4.4 Memória de Cálculo ..............................................................................................45
x
4.4.1 Head Estático ..................................................................................................45
4.4.2 Head de Fricção ..............................................................................................45
4.4.2.1 Perda de Carga na Sucção .........................................................................45
4.4.2.2 Perda de Carga na Descarga ......................................................................46
4.4.2.3 Cálculo do Head de Fricção ......................................................................48
4.4.3 Head e Curva do Sistema ...............................................................................50
4.4.4 NPSH disponível............................................................................................ 51
5 . SELEÇÃO DA BOMBA ........................................................................................... 52
5.1 Bomba Baker Hughes – 1a Opção .........................................................................52
5.1.1 Análise da Influência da Viscosidade .............................................................54
5.1.2 Curvas Corrigidas da Bomba Baker Hughes ..................................................56
5.2 Bomba Schlumberger – 2a Opção..........................................................................58
5.2.1 Análise da Influência da Viscosidade .............................................................59
5.2.2 Curvas Corrigidas das Bomba Schlumberger .................................................61
5.3 Comparação e escolha da bomba...........................................................................63
5.4 Verificação do NPSH requerido para bomba Schlumberger .................................64
6 . CONCLUSÃO .......................................................................................................... 65
7 . REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ..................................................................... 67
ANEXOS ......................................................................................................................... 70
A. Tabelas de Comprimento Equivalente ..................................................................... 70
B. Rugosidade do Revestimento Duoline .................................................................... 72
C. Curvas da Bombas Baker Hughes ........................................................................... 73
D. Curvas da Bomba Schlumberger ............................................................................. 75
E. NPSH requerido Bomba Schlumberger ................................................................... 81
xi
Lista de Figuras
Figura 1.1 – Divisão da matriz energética mundial ...........................................................1
Figura 1.2 – Estação de recarga Tesla ...............................................................................2
Figura 1.3 – Demanda de energia por matriz no mundo ...................................................2
Figura 1.4 – Polígono do Pré-sal (Em Azul) .................................................................... 3
Figura 2.1 – Ciclo de vida de um poço ..............................................................................7
Figura 2.2 – Sistema de Gas Lift .......................................................................................9
Figura 2.3 – Sistema de Bombeio Mecânica “Cavalo” .....................................................9
Figura 2.4 – Configuração de Bombeio Mecânico ........................................................ 10
Figura 2.5 – Sistema BCP .............................................................................................12
Figura 2.6 – Configuração do Sistema BCS ................................................................... 13
Figura 2.7 – Exemplo de configuração da bomba e seus acessórios ..............................14
Figura 2.8 – Estágio de uma bomba ............................................................................... 14
Figura 2.9 – Sucção da bomba ........................................................................................15
Figura 2.10 – Motor Elétrico para Bomba ..................................................................... 16
Figura 3.1 – Ábaco de Moody ........................................................................................18
Figura 3.2 – Tubulação em série .....................................................................................19
Figura 3.3 – Tubulação em paralelo ................................................................................20
Figura 3.4 – Classificação dos principais tipos de bombas .............................................21
Figura 3.5 – Bomba Centrífuga (Dinâmica) ....................................................................22
Figura 3.6 – Bomba Lobular (Volumétrica) ...................................................................22
Figura 3.7 – Curva característica de uma bomba ............................................................23
Figura 3.8 – Carta para correção de curvas para fluídos viscosos ...................................24
Figura 3.9 – Sistema de bombeamento simplificado .......................................................26
Figura 3.10 – Sistema de Sucção .....................................................................................27
Figura 3.11 – Sistema de Descarga .................................................................................28
Figura 3.12 – Curva do Sistema ..................................................................................... 29
Figura 3.13 – Ponto de trabalho do sistema ....................................................................30
Figura 3.14 – Bombas associadas em série ....................................................................30
Figura 3.15 – Bombas associadas em paralelo ................................................................31
Figura 3.16 – Ponto de operação em cavitação ..............................................................32
Figura 3.17 – Curva de NPSH requerido x Vazão ...........................................................33
Figura 3.18 – Máxima vazão para evitar cavitação .........................................................33
xii
Figura 4.1 – Campo de Polvo ..........................................................................................34
Figura 4.2 – Plataforma Fixa “Polvo A” .........................................................................35
Figura 4.3 – Simplificação do arranjo do poço POL-011................................................36
Figura 4.4 – Esquemático do poço com tubulações em série ........................................ 38
Figura 4.5 – Curva do Head de Fricção...........................................................................49
Figura 4.6 – Head do Sistema .........................................................................................50
Figura 5.1 – Bomba Baker Hughes ................................................................................. 53
Figura 5.2 – Curva da bomba Baker P31 Série 538 ........................................................53
Figura 5.3 – Carta para correção bomba Baker .............................................................. 55
Figura 5.4 – Curva de Head e Eficiência corrigida para bomba Baker ...........................56
Figura 5.5 – Curva de potência absorvida corrigida para bomba Baker .........................56
Figura 5.6 – Curva de Head para 1 bomba Baker e para 4 bombas Baker em série .......57
Figura 5.7 – Ponto de operação para bomba Baker .........................................................57
Figura 5.8 – Curva da bomba Schlumberger SN3600 .....................................................59
Figura 5.9 – Carta para correção bomba Schlumberger ..................................................60
Figura 5.10 – Curva de Head e Eficiência corrigida para bomba Schlumberger ............61
Figura 5.11 – Curva de potência absorvida corrigida para bomba Baker .......................61
Figura 5.12 – Curva de Head para 1 bomba Schlumberger e para 4 bombas
Schlumberger em série ...................................................................................................62
Figura 5.13 – Ponto de operação para bomba Schlumberger ..........................................62
Figura A.1 – Comprimentos equivalentes de entrada e saídas ........................................70
Figura A.2 – Comprimentos equivalentes para mudanças de diâmetro ..........................70
Figura A.3 – Comprimentos equivalentes para acessórios e válvulas .............................71
Figura A.4 – Comprimentos equivalentes para curvas e joelhos ....................................71
Figura B.1 – Rugosidade do Revestimento Duoline por tipo de tubo .............................72
Figura C.1 – Curva da bomba Baker P17 Série 538 ........................................................73
Figura C.2 – Curva da bomba Baker P23 Série 538 ........................................................73
Figura C.3 – Curva da bomba Baker P37 Série 538 ........................................................74
Figura C.4 – Curva da bomba Baker P47 Série 538 ........................................................74
Figura D.1 – Curva da bomba Schlumberger GN1600 ...................................................75
Figura D.2 – Curva da bomba Schlumberger GN2100 ...................................................76
Figura D.3 – Curva da bomba Schlumberger GN4000 ...................................................77
Figura D.4 – Curva da bomba Schlumberger HN13500 .................................................78
Figura D.5 – Curva da bomba Schlumberger J7000N.....................................................79
Figura D.6 – Curva da bomba Schlumberger SN2600 ....................................................80
xiii
Figura E.1 – Curva de NPSH requerido da bomba Schlumberger ..................................81
xiv
Lista de Tabelas
Tabela 1.1 – Desinvestimento Offshore ..........................................................................4
Tabela 1.2 – Desinvestimento Onshore ...........................................................................4
Tabela 4.1 – Trechos das tubulações em série.................................................................39
Tabela 4.2 – Rugosidade da tubulação ............................................................................39
Tabela 4.3 – Informações Fluído 1 ..................................................................................40
Tabela 4.4 – Informações Fluído 2 ..................................................................................41
Tabela 4.5 – Diâmetro e área das tubulações ..................................................................41
Tabela 4.6 – Comprimento reto [m] ................................................................................42
Tabela 4.7 – Acessórios das linhas ..................................................................................42
Tabela 4.8 – Valores de comprimento equivalente [m]...................................................43
Tabela 4.9 – Comprimentos equivalentes totais [m] .......................................................43
Tabela 4.10 – Dados para construção da curva do sistema .............................................44
Tabela 4.11 – Avaliação do escoamento .........................................................................45
Tabela 4.12 – Perda de Carga de fricção por vazão [m] – Trecho A ..............................46
Tabela 4.13 – Perda de Carga de fricção por vazão [m] – Trecho B...............................46
Tabela 4.14 – Perda de Carga de fricção por vazão [m] – Trecho C...............................47
Tabela 4.15 – Perda de Carga de fricção por vazão [m] – Trecho D ..............................47
Tabela 4.16 – Perda de Carga de fricção por vazão [m] – Trecho E ...............................48
Tabela 4.17 – Perda de Carga de fricção por vazão [m] – Completo ..............................49
Tabela 4.18 – Head do Sistema .......................................................................................50
Tabela 5.1 – Parâmetros para escolha da bomba .............................................................52
Tabela 5.2 – Dados finais da bomba Baker .....................................................................58
Tabela 5.3 – Dados finais da bomba Schlumberger ........................................................63
Tabela 5.4 – Comparativos de bombas ............................................................................63
1
1. INTRODUÇÃO
1.1 Motivação
A demanda de energia mundial é um dos temas mais importantes do mundo
atualmente. Hoje, toda a estrutura da sociedade moderna é baseada em consumo de
energia constante para sustentar as atividades do cotidiano de casa ser humano. Essa
energia pode ser gerada de diversas matrizes. Muitas destas já são amplamente
conhecidas, desenvolvidas e exploradas como petróleo e seus derivados, gás natural,
carvão mineral, hidráulica e outras.
Infelizmente existem diversos efeitos negativos provindos destas matrizes mais
difundidas. Alguns desastres ou até mesmo o impacto do produto final, como emissão
de gases causando aumento do efeito estufa na queima de combustível são exemplos dos
malefícios. Há também o fato de que estes recursos são finitos, fazendo com que
obrigatoriamente novas opções sejam necessárias. Com isso as alternativas mais limpas
vêm crescendo cada vez mais a sua fatia na matriz energética mundial, como mostra a
Figura 1.1 abaixo.
Figura 1.1 - Divisão da matriz energética mundial - Fonte: BP Energy Outlook 2019 [6]
Esse crescimento só foi e é possível pela pressão social e ambiental exercida nos
últimos anos. O que anteriormente eram obstáculos para uma implementação em larga
escala se tornaram desafios para a tecnologia. O custo e viabilidade das energias
renováveis melhoraram muito. Exemplo mais forte desta corrente é a popularidade da
montadora TESLA, de carros elétricos, que investe em carregadores solares para seus
consumidores.
2
Figura 1.2 - Estação de recarga Tesla - Fonte: The Greenest Post [7]
Tendo em vista este cenário nós temos que olhar para o futuro de forma atenta,
tanto em relação do aumento de demanda energética quanto em como essa energia irá
ser obtida. Analisando tanto as informações na Figura 1.1 e da Figura 1.3, podem ser
tomadas algumas conclusões. Observamos um crescimento estável até 2040 da demanda
de energia no mundo, com uma melhor divisão por matriz energética, com o aumento da
participação do gás e das renováveis. A demanda por petróleo se mantém estável a partir
de 2020, mas sua fatia de contribuição diminui consideravelmente.
Figura 1.3 - Demanda de energia por matriz no mundo - Fonte: BP Energy Outlook 2019 [6]
Com essa informação sobre os combustíveis fósseis podemos entender a vertente
das petrolíferas no mercado mundial. Está cada vez mais claro que petróleo e gás têm
seus dias contados como fonte energética predominante, assim as companhias
produtoras de petróleo vêm aprofundando seus investimentos e expandindo mercados o
3
quanto antes. O objetivo é extrair o máximo das reservas mundiais enquanto os
hidrocarbonetos ainda tenham valor de mercado. E o Brasil tem papel grande e
fundamental nesta equação.
O mercado de óleo e gás no Brasil se encontra em um momento único, de
transição, onde diversas oportunidades estão se apresentando. Alguns anos atrás o
monopólio da Petróleo Brasileiro S.A. (PETROBRAS) era extremamente forte e
deixava pouco espaço para outros. Por diversas razões, políticas e econômicas, o cenário
mudou drasticamente.
Primeiramente pois por decisão do governo brasileiro, a PETROBRAS não
passaria ter a obrigatoriedade de ter participação em todos os blocos oferecidos em
leilões da Agência Nacional de Petróleo (ANP). Pela decisão a empresa tem a
preferência nos leilões, mas também tem a autonomia de escolher quais ativos gostaria
de obter, sozinha ou com o modelo de partilha de produção por consórcio.
Esta abertura facilitou a entrada de maneira mais intensa das grandes petrolíferas
internacionais como TOTAL, EXXON, SHELL, BP, EQUINOR e outras. Estas foram
atraídas principalmente pelo potencial apresentado pelas descobertas de reservas na
bacia de Campos e Santos, em campos offshore, numa totalidade de 112.000 km2 de
área (Figura 1.4) situados abaixo da camada do sal do leito marinho em profundidades
extremamente grandes (aproximadamente 5000m) e em lâminas d’água entre 1700m e
3000m. A área dessas reservas é chamada de “Polígono do Pré-sal”.
Figura 1.4 - Polígono do Pré-sal (Em Azul) - Fonte: Adaptado ANP [8]
Outra razão para a mudança de cenário são: as consequências da operação Lava
Jato na PETROBRAS e os resultados extraordinários de produção de barris por dia
4
(bbl/d) dos primeiros campos do pré-sal. Hoje a PETROBRAS detém o recorde mundial
de produção de um poço em um único dia em águas profundas, no pré-sal do campo de
Libra. São 58 mil barris conforme infográfico da empresa referenciado em [9].
Com o resultado fantástico de produção o foco da estatal se voltou somente em
reservas do pré-sal ou em reservas que são comprovadamente grandes e prolíficas para
que a empresa otimizasse seus trabalhos. Diversos ativos que estavam em possessão da
PETROBRAS começaram lentamente a serem vendidos, tanto offshore quanto onshore.
Este movimento foi intitulado de “Plano de Desinvestimento” pela empresa. Abaixo
temos uma lista de alguns ativos, que já foram ou estão planejados para serem vendidos.
Tabela 1.1 - Desinvestimentos Offshore – Fonte: Autor
Tabela 1.2 - Desinvestimentos Onshore – Fonte: Autor
Estes desinvestimentos criaram um mercado particular no Brasil. Os ativos
apresentados acima não eram suficientemente atrativos para as grandes petrolíferas
multinacionais pois não tinham o potencial produtor desejado. Entretanto criaram uma
abertura para companhias menores entrarem no mercado, as chamadas “Independentes”.
Campo Bacia
Enchova Campos
Pampo Campos
Baúna Santos
Sergipe Mar Sergipe-Alagoas
Ceará Mar Ceará
Rio Grande do Norte Mar Potiguar
Merluza Santos
Pargo Campos
Piranema e Piranema Sul Sergipe-Alagoas
Maromba Campos
Ativos Offshore
Campo Bacia
Sergipe Terra 2 Sergipe-Alagoas
Riacho da Forquilha Potiguar
Macau Potiguar
Miranga Recôncavo
Fazenda Belém Potiguar
Sergipe Terra 3 Sergipe-Alagoas
Sergipe Terra 2 Sergipe-Alagoas
Lagoa Parda Espírito Santo
Ponta do Mel & Redonda Potiguar
Azulão Amazonas
Ativos Onshore
5
Ouro Preto Óleo e Gás (OURO PRETO), 3R, PETRORECÔNCAVO, PERENCO, BW
OFFSHORE, ENAUTA, PETRORIO, KAROON e outras começaram a adquirir
campos, principalmente os rasos com reservas no pós-sal e os onshore.
As empresas independentes têm pontos em comum de maneira geral. Elas não
têm a estrutura nem o conhecimento para a exploração completas dos campos e não tem
fôlego financeiro para suportar o investimento total de um desenvolvimento completo
de campo.
Colocando esta situação financeira em conjunto com a previsão de estabilização
da demanda de óleo e gás depois de 2020, nós temos a leitura de como estas pequenas
empresas vão agir perante seus campos. O objetivo será produzir cedo e rapidamente,
para monetizar o quanto antes o projeto e obter o retorno sobre investimento.
Para aproveitar rapidamente o potencial de uma reserva já explorada, como a dos
ativos desinvestidos pela PETROBRAS, um dos métodos mais utilizados do mercado é
o de elevação artificial, que será o objeto de discussão deste texto. Existem diversos
tipos de elevação artificial hoje no mercado. O que iremos abordar mais profundamente
é o de Bombeio Centrífugo Submerso (BCS).
1.2 Objetivo e Estrutura
Objetivo do trabalho é escolher de forma mais eficiente e adequada uma bomba
centrífuga para uso no sistema de elevação artificial de um poço offshore do pós-sal
brasileiro. Isto será feito através de um estudo caso de um poço de produção do campo
de Polvo.
O sistema opera em pressões altas de 967 psi (6667 kPa) até 2813 psi (19395
kPa). O fluído a ser bombeado é óleo do campo escolhido, API 19º. Óleo pesado e com
alta viscosidade, o que traz desafios para a performance da bomba.
Este estudo vai ser elaborado de forma mais profunda no capítulo 4, mas aqui
temos como ele será estruturado:
1) Pesquisa de dados para o projeto;
2) Análise do sistema de elevação artificial e arranjo do poço escolhido;
3) Determinação das premissas e objetivos de projeto;
4) Separação dos trechos da tubulação, do reservatório do poço até o
reservatório da plataforma, para uma análise mais realista;
5) Cálculo das perdas de carga e do Head do sistema, levantamento da curva
6
do sistema. Foi feito em partes de acordo com os trechos definidos;
6) Com as curvas do sistema em mãos pudemos escolher possíveis
fornecedores de bombas. Duas opções das maiores fabricantes no Brasil
atualmente foram analisadas e as curvas fornecidas ajustadas para o fluído
viscoso de trabalho;
7) A partir das curvas ajustadas pudemos analisar o desempenho das bombas
no ponto de trabalho e comparar potência, proximidade com o BEP, Head,
quantidade de bombas, estágios necessários e outros parâmetros. Uma
escolha final de fornecedor foi feita e também a análise de cavitação.
Nos capítulos anteriores foi feito um comentário sobre o mercado de óleo e gás
no Brasil e suas mudanças, uma apresentação sobre métodos de elevação de petróleo e
uma breve revisão bibliográfica sobre os conceitos principais para o trabalho.
7
2. MÉTODOS DE ELEVAÇÃO
2.1 Elevação Natural
Existem diversas maneiras de se produzir petróleo e gás. O principal fator
influenciador na escolha de como trazer o produto do poço até a superfície é a energia
do reservatório. Essa energia pode ser manifestada pela pressão que os fluídos são
submetidos. Esta pressão é responsável por movimentar o fluído no sentido de saída do
reservatório. Em certas situações essa pressão sozinha é suficiente para que os fluídos
sejam elevados de forma satisfatória, com a taxa de produção desejada pela operadora.
Chamamos essa situação de “Elevação Natural”. Os poços que produzem por elevação
natural são chamados de “Surgentes”.
Além da pressão do reservatório, os fatores importantes para que uma situação
de elevação natural seja possível são: índice de produtividade – IP – do poço,
mecanismo de produção do reservatório, danos causados a formação produtora durante
o processo de perfuração ou completação, adequado isolamento das áreas de água e de
gás adjacentes as de óleo e outros. Não serão elaborados mais profundamente neste
texto.
O cenário de elevação natural é ideal para qualquer poço que desejamos perfurar
pois o custo por unidade de volume produzido diminui muito, tendo em vista uma
produção esperada. Infelizmente, há casos em que este não é o cenário que
encontramos. Normalmente a pressão do reservatório não é suficiente para o transporte
completo dos fluídos. Isto pode ocorrer já no início da vida de um poço, mas é durante a
vida dele que com grande certeza outros métodos de recuperação/elevação serão
necessários.
Figura 2.1 - Ciclo de vida de um poço - Fonte: NAVEIRA, 2007 [10]
8
Na Figura 2.1 temos um gráfico representativo do ciclo da vida de um poço
qualquer. NAVEIRA [10] mostra que por volta de 10 anos depois do início da produção
haverá um declínio natural e será necessário algum tipo de recuperação secundária para
manter os níveis de produção desejados.
Isto se dá pois conforme o reservatório vai sendo esvaziado, a pressão natural
dele vai diminuindo e chegamos ao ponto que a pressão não é suficiente. Neste
momento que precisamos assistência das tecnologias para um novo método de elevação.
Este método é o que chamamos de “Elevação Artificial”.
2.2 Elevação Artificial
Segundo THOMAS [3], não é necessário esperar o declínio da produção para
implementar métodos artificiais de elevação. Na verdade, é de boa prática de engenharia
que a injeção de fluídos seja iniciada bem antes. Esta prática se chama “Manutenção de
Pressão” e consiste na injeção de fluídos já no começo da vida produtiva do
reservatório, para que assim a pressão se mantenha em níveis elevados, preservando as
características do fluído e do fluxo. Então mesmo com poços surgentes nós podemos
sim ter elevação artificial.
Existem hoje 4 tipos de elevação artificial principais usados na indústria. Todos
eles se baseiam no princípio de diminuição da pressão de fluxo no fundo do poço, com
isso o diferencial de pressão sobre o reservatório aumenta e por consequência a vazão
também. São eles:
• Gas Lift contínuo ou Intermitente (GLC e GLI);
• Bombeio Mecânico por Haste (BM);
• Bombeio por Cavidades Progressivas (BCP);
• Bombeio Centrífugo Submerso (BCS)
Iremos elaborar os 4 tipos em seguida.
2.2.1 Gas Lift
O gas-lift é o método que faz uso de gás comprimido para elevar os fluídos,
(podendo ser óleo e/ou água) até a superfície. Podemos gaseificar a coluna de produção
ou simplesmente usarmos o gás para mover o fluído, gas-lift contínuo e intermitente,
respectivamente. As especificações de aplicação, segundo THOMAS [3], do método são
as seguintes:
• Vazão versátil – 1 a 1700 m3/d;
• Profundidades de até 2600 m – dependente da pressão do gás de injeção;
9
• Bom funcionamento em poços que produzem muita areia ou com uma
grande razão gás/líquido;
• Baixo custo de investimento para poços profundos.
Figura 2.2 - Sistema de Gas-Lift - Fonte: THOMAS, 2001 [3]
2.2.1.1 Gas Lift Contínuo (GLC)
Há injeção contínua de gás a alta pressão na coluna de produção até o ponto de
injeção no poço onde os fluídos são gaseificados. Com o aumento de gás na coluna nós
obtemos uma diminuição do gradiente médio de pressão, até um limite. Como
consequência observamos uma diminuição da pressão do fluxo no fundo do poço e
aumento da vazão. Para que não haja injeção excessiva ou com pressão demasiada,
podendo causar danos na formação do poço, existe uma válvula na superfície que é
reguladora de fluxo nessa configuração de gas-lift contínuo.
2.2.1.2 Gas Lift Intermitente (GLI)
É a injeção de gás a alta pressão por esguichos/jatos com espaçamentos no
tempo bem definidos e com consequente movimentação em esguichos/jatos do fluído do
poço até a superfície. Neste método também temos um controle na superfície através de
intermitores de ciclo e válvulas controladoras, conhecidas como motor valve.
2.2.1.3 Escolha do Tipo de Gas Lift
A escolha entre GLC e GLI é feita para cada poço separadamente e é baseada
em diversos fatores. Eles não serão elaborados a fundo neste texto, porém iremos
indicar as maiores tendências.
Segundo THOMAS [3], para poços de IP > 1 m3/dia/kgf/cm2 e pressão estática
10
suficiente para suportar uma coluna de fluído entre 40 e 70% da profundidade total do
poço é usado GLC. Para IP ou pressão estática mais baixos utiliza-se GLI.
2.2.2 Bombeio Mecânico por Haste (BM)
Este método é extremamente referenciado em fotos sobre óleo e gás dado seu
equipamento característico, o “Cavalo de Bombeio”, e por ser o método de elevação
artificial mais utilizado no mundo.
Figura 2.3 - Sistema de Bombeio Mecânico "Cavalo" - Fonte: Weatherford [11]
O funcionamento do bombeamento mecânico por hastes é feito através de uma
bomba que eleva os fluídos do poço até a superfície. Essa bomba é acionada por uma
coluna de hastes. Esta coluna de hastes transmite o movimento alternativo de uma
unidade de bombeio localizada próxima à cabeça do poço. Este movimento alternativo
só é possível pois a unidade bombeio transforma o movimento rotativo de uma fonte de
energia, podendo ser um motor elétrico ou um motor de combustão interna.
Existem algumas características dos poços que devem ser levadas em conta na
utilização do método BM. São elas:
• Poços rasos – entrega vazão média;
• Poços profundos – somente vazões baixas são obtidas;
• Ocorrência de problemas em poços com areia, já que esta desgasta com
rapidez tanto as partes móveis do sistema quanto a camisa da bomba,
devido a sua abrasividade;
• Não trabalha bem em poços desviados (que não são totalmente verticais)
– aumento do atrito entre a coluna de hastes e a coluna de produção;
• Apresenta falhas em poços onde há entrada de gás produzido na bomba –
diminuição da eficiência volumétrica podendo provocar bloqueio de gás.
Principais componentes, como já comentado acima, são o motor, unidade de
11
bombeio, coluna de hastes e bomba de subsuperfícies. Exemplo de configuração é
mostrado abaixo.
Figura 2.4 - Configuração de Bombeio Mecânico - Fonte: THOMAS, 2001 [3]
2.2.3 Bombeio por Cavidades Progressivas (BCP)
Como o próprio nome diz é o método que consiste em uma bomba com cavidades
progressivas que transfere a energia ao fluído no reservatório. Ela é uma bomba
introduzida no meio do poço, de deslocamento positivo e constituída principalmente de
um rotor e um estator. A bomba é formada por diversas cavidades herméticas e
idênticas em série.
O acionamento da bomba é feito diretamente no fundo do poço por acionador
hidráulico ou elétrico acoplado a bomba ou pode ser providenciado pela superfície por
coluna de hastes ou por cabeçote de acionamento.
12
Figura 2.5 - Sistema BCP - Fonte: THOMAS, 2001 [3]
Temos também as características do método que temos que levar em conta na
escolha do sistema mais adequado. São elas:
• Aplicação em poços não muito profundos – limitação do diferencial de
pressão da bomba e a forma de transmissão de energia;
• Possibilidade de variação da velocidade do rotor e por consequência a
variação da vazão;
• Equipamento mais leve, logo, menor custo de transporte e manuseio
quando comparado com BM;
• Boa eficiência de bombeamento tanto para fluídos com viscosidade alta
quanto para baixa viscosidade;
• Menor energia consumida devido a transmissão de torque constante à
coluna de hastes se compararmos com o BM.
2.2.4 Bombeio Centrífugo Submerso (BCS)
A elevação por BCS consiste basicamente em um motor elétrico, de um selo, de
uma sucção/admissão com separador de gás e a bomba centrífuga. Existem variações de
13
fabricante a fabricante, mas esta é a mínima configuração esperada. A bomba é
acionada por um cabo elétrico trifásico preso à coluna de produção. A Figura 2.6
mostra uma destas configurações.
Figura 2.6 - Configuração de sistema BCS – Fonte: THOMAS, 2001 [3]
Inicialmente o método BCS tinha aplicação limitada devido a pequena
flexibilidade dos seus equipamentos. Entretanto isto vem mudando com o avanço das
tecnologias. Neste método o fluído é elevado a superfície pois recebe energia sob forma
de pressão através da bomba centrífuga submersa. Este sistema, que se encontra no
fundo do poço, que transforma a energia elétrica em energia mecânica.
As características principais deste método são:
• Produz altas vazões;
• Bombeia fluídos com alta viscosidade e alta temperatura;
• Opera em profundidades elevadas;
• Lida bem com influxos de água;
• Opera com médias razões gás/líquido com ajuda de novas tecnologias.
14
Figura 2.7 - Exemplo de configuração da bomba e seus acessórios - Fonte: Adaptado Hart Energy [12]
Os 4 principais componentes de um sistema BCS já foram elencados acima.
Iremos discutir um pouco mais sobre cada um deles.
2.2.4.1 Bomba
A bomba consiste em múltiplos estágios de um impelidor, elemento rotatório que
transfere energia ao fluído na forma de energia cinética, aumentando sua velocidade, e
um difusor, elemento estacionário que envia o fluído da saída do impelidor para cima.
Isto reduz a velocidade e aumenta a pressão. São colocados quantos estágios forem
necessários para atingir o Head requisitado no poço.
Figura 2.8 - Estágio de uma bomba - Fonte: THOMAS, 2001 [3]
Segundo OLIVEIRA [4] podem ser encontradas bombas com vazões entre 20 e
15
10.000 m3/dia, com capacidade de elevação de 5.000 m.
Cada fabricante fornece as curvas de sua bomba. Nela encontraremos informação
do Head, eficiência e potência absorvida em função da vazão. Para cada bomba existe
uma faixa de operação recomendada que deve ser seguida sempre, com a eventual
quebra dessa faixa podendo acarretar sérios riscos de dano a bomba.
2.2.4.2 Sucção da Bomba e Separador de Gás
A sucção se localiza exatamente embaixo da bomba. Como normalmente os poços
offshore brasileiros apresentam uma quantidade de gás considerável é quase de praxe
termos o separador junto com a sucção apesar de isso não ser uma regra.
Existem dois tipos de separadores: o separador estacionário e o centrífugo. A
escolha depende do volume de gás livre em volta da sucção. Se por acaso o volume for
baixo, ou seja, baixas vazões de gás, é utilizado o separador estacionário que se baseia
na mudança de sentido de fluxo do fluído. Caso o volume seja alto e com alta vazão
utilizamos o separador centrífugo que submete o fluído à ação de forças centrífugas
para que haja a separação das fases líquida e gasosa.
Figura 2.9 - Sucção da Bomba - Fonte: OLIVEIRA, 2017 [4]
2.2.4.3 Selo/Protetor
Selo é posicionado entre o motor e a sucção da bomba. Ele conecta o eixo do
motor ao eixo da bomba por duas luvas de acoplamento e pelo próprio eixo do motor.
O selo tem diversas funções como: conectar as carcaças da bomba e do motor,
prevenir qualquer fluxo de fluído para dentro do motor, equalizar pressões entre o
fluído a ser bombeado e o do motor e alojar o mancal para esforços axiais que são
transmitidos pelo eixo da bomba.
2.2.4.4 Motor Elétrico
16
De maneira geral os motores usados em sistemas BCS são trifásicos, dipolo, de
indução e com uma determinada rotação e frequência a serem especificas pelo operador
e fornecedora. O eixo do motor se junta ao eixo do selo, a sucção da bomba e constitui-
se um único eixo que deve ser alinhado de maneira perfeita para não haver qualquer
problema de desalinhamento.
Para cada poço é possível escolher diversos motores diferentes. Eles diferem no
diâmetro externo, potências e várias combinações de correntes e tensões. Todos os
diferentes motores são preparados para operarem em ambientes extremamente difíceis,
imersos nos fluídos de trabalho com altas pressões e temperaturas. Com o objetivo de
proteger o motor ele é cheio com óleos minerais especiais para garantir isolamento
elétrico, lubrificação e resfriamento.
Figura 2.10 - Motor Elétrico para Bomba - Fonte: OLIVEIRA, 2017 [4]
17
3. REVISÃO BILIOGRÁFICA
3.1 Escoamentos
Nesta seção alguns conceitos principais, definições e equações sobre
escoamentos serão apresentados. Estes foram tirados de FALCO [1] e FOX [2].
3.1.1 Perda de Carga (hf)
É a energia por unidade de peso que é perdida no trecho da tubulação em
questão. Mais a frente iremos mostrar como calculá-la. Nesse momento já podemos
dividir a perda de carga em dois tipos: normal (hfN) e localizada (hfL). A normal
acontece em trechos retos da tubulação e a localizada em acidentes, curvas ou
acessórios.
ℎ𝑓𝑁 + ℎ𝑓𝐿 = ℎ𝑓 (3.1)
3.1.1.1 Perda de Carga Normal (hfN)
Para o cálculo da perda de carga normal em escoamento laminar temos a
equação de Hagen-Poiseuille.
32 𝜈𝐿
𝑔𝐷2𝑉 = ℎ𝑓𝑁 (3.2)
Para o cálculo da perda de carga normal em escoamento turbulento temos a
equação teórico-experimental de Darcy-Weisbach.
𝑓𝐿
𝐷
𝑉2
2𝑔= ℎ𝑓𝑁 (3.3)
Sendo “f” o fator de atrito [adimensional], “L” comprimento reto da tubulação
[m] e “D” diâmetro interno da tubulação [m]. O fator de atrito é função do número de
Reynolds e da rugosidade relativa (ε/D) da tubulação em questão. Temos formas
diferentes de obter o fator de atrito no regime laminar e turbulento. No laminar obtemos
pela equação (3.4).
64
𝑅𝑒= 𝑓 (3.4)
Para escoamentos turbulentos necessitamos do auxílo do Ábaco de Moody
mostrado na Figura 3.1.
18
3.1.1.2 Perda de Carga Localizada (hfL)
3.1.1.2.1 Método Direto
No método direto a perda de carga é calculada pela seguinte equação:
𝐾𝑉2
2𝑔= ℎ𝑓𝐿 . (3.5)
Sendo “K” um coeficiente experimental e tabelado de acordo com o tipo de
acidente, tamanho etc. O fabricante do acidente é que fornece estes valores.
3.1.1.2.2 Método do Comprimento Equivalente
Nesta situação nós apontamos um valor de comprimento reto equivalente que
produziria a mesma perda de carga para cada acidente, curva ou acessório da tubulação.
Os valores para cada tipo de acidente são tabelados de acordo com o diâmetro
nominal/interno.
Estes valores se encontram no Anexo A. Considerando que temos n acessórios
na tubulação em questão nós podemos calcular a perda como se tivéssemos uma
tubulação reta com as somas de todos os comprimentos, o LTotal.
𝐿𝑟𝑒𝑡𝑜 + ∑ 𝐿𝐸𝑞 = 𝐿𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 (
𝑖=𝑛
𝑖=1
3.6)
Figura 3.1 - Ábaco de Moody - Fonte: Wikipedia [5]
19
𝐿𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙
𝐷
𝑉2
2𝑔= ℎ𝑓 (3.7)
3.1.2 Associação de Tubulações
É benéfico saber associar tubulações, principalmente para facilitar o trabalho no
momento que encontrarmos sistemas com ramificações ou diferente diâmetros. DE
FALCO [1] defende que encontrando estes sistemas devemos encontrar uma linha
equivalente ao sistema como um todo. Tubulações equivalentes são aquelas que
conseguem obter a mesma vazão sob a mesma perda de carga.
3.1.2.1 Tubulações em Série
Temos tubulações em série quando sem ramificações e uma linha reta
observamos 2 ou mais diâmetros internos diferentes, afetando diretamente o
escoamento.
Figura 3.2 - Tubulação em série - Fonte: DE FALCO, 1998 [1]
Podemos mostrar esta associação através das equações abaixo, sendo 1 e 2
diferentes seções em série, mostradas na Figura 3.2.
ℎ𝑓1 + ℎ𝑓2 = ℎ𝑓 (3.8)
𝑄1 = 𝑄2 = 𝑄 (3.9)
Tendo estas equações em mente nós obtemos 2 maneiras de resolver o sistema.
Podemos determinar um diâmetro médio ou sendo D1 ou D2 e assim determinar o
comprimento equivalente através de:
𝐿1
𝐷15 +
𝐿2
𝐷25 + ⋯ =
𝐿𝑒𝑞
𝐷𝑒𝑞5 (3.10)
20
A segunda forma é através da análise específica, pela equação (3.7), de cada
seção com um diâmetro específico, indicando uma perda de carga para seção
independente. Ao final se deve somar a perda de cada elemento.
3.1.2.2 Tubulações em Paralelo
Tubulações em paralelo ocorrem quando temos ramificações, podendo ou não
ter diferença no diâmetro. Nesse sistema temos as equações abaixo, sendo 1, 2 e 3
diferentes seções em paralelo, como mostra a Figura 3.3.
Figura 3.3 - Tubulações em paralelo - Fonte: DE FALCO, 1998 [1]
ℎ𝑓1 = ℎ𝑓2 = ℎ𝑓3 = ℎ𝑓 (3.11)
𝑄1 + 𝑄2 + 𝑄2 = 𝑄 (3.12)
Temos aqui também duas formas de resolver o sistema. A primeira é baseada na
determinação de um Leq com um diâmetro Deq pré-fixado. O diâmetro equivalente
escolhido pode ser um dos já existentes pois facilita o exercício. Assim com a equação
abaixo podemos obter o Leq e com o sistema de equações da seção 3.2.6 determinamos a
perda de carga.
√𝐷1
5
𝐿1+ √
𝐷25
𝐿2+ √
𝐷35
𝐿3+ ⋯ = √
𝐷𝑒𝑞5
𝐿𝑒𝑞 (3.13)
A segunda maneira é fazer o cálculo para cada seção separadamente com
diversos valores de perda de carga, em função de Q, e a partir destes valores construir
um gráfico com linhas para cada seção. Assim podemos associá-las em paralelo
mantendo a perda de carga e somando a vazão. Assim obtemos o valor da vazão que irá
nos dar a mesma perda de carga.
3.2 Bombas
Além da definição importante sobre os escoamentos também faremos uma
revisão sobre os conceitos importantes de bombas. Toda esta seção foi baseada em
FALCO [1].
Temos uma definição para bombas pelos autores: “máquinas operatrizes
21
hidráulicas que conferem energia ao líquido com a finalidade de transportá-lo de um
ponto a outro obedecendo às condições do processo.”
3.2.1 Classificação das Bombas
Existem diversos tipos de bombas para diferentes aplicações, seja para
diferenciais de pressões altos ou baixos, grandes ou baixas vazões e até mesmo o
tamanho disponível. Abaixo temos um quadro que separa cada tipo e classificação de
bombas.
3.2.2 Características das Bombas
Iremos apresentar as principais características dos tipos principais de bombas,
Dinâmicas e Volumétricas.
3.2.2.1 Dinâmicas ou Turbobombas
São máquinas que através da rotação do impelidor (roda) com um número
específico de pás conseguem movimentar o fluído. Essa movimentação é produzida por
forças desenvolvidas dentro da massa líquida pelo impelidor mencionado acima.
Os diferentes tipos de bombas dinâmicas se diferenciam por dois pontos
principais, a forma como o impelidor transfere a energia ao fluído e em que
direção/orientação o fluído sai do impelidor.
Figura 3.4 - Classificação dos principais tipos de bombas - Fonte: DE FALCO, 1998 [1]
22
Figura 3.5 - Bomba Centrífuga (Dinâmica) - Fonte: Mecânica Industrial [13]
3.2.2.2 Volumétricas ou de Deslocamento Positivo
São máquinas em que ao invés da energia ser cedida primeiramente pelo meio
cinético, como as dinâmicas, ela é cedida já em forma de pressão. Isto deixa a bomba
mais simples já que não há necessidade de transformação de energia.
A energia é cedida de forma puramente mecânica com a movimentação de
instrumento mecânico na bomba, que força o fluído a seguir o mesmo sentido.
Neste tipo de bomba a vazão permanece quase sempre constante, se mantida a
velocidade constante, não dependendo do tipo de sistema utilizado.
Figura 3.6 - Bomba Lobular (Volumétrica) - Fonte: Sigaltec [14]
3.2.3 Curvas Características das Bombas
Um dos principais métodos para analisar o comportamento e desempenho de
uma bomba é através das duas curvas características. E por elas que podemos
determinar o ponto de trabalho da bomba operando em um sistema determinado.
Normalmente são obtidas junto aos fabricantes e temos três tipos de curva:
• Curva de Head (H) x Vazão (Q)
• Curva de Potência absorvida (Potabs) x Vazão (Q)
• Curva de Rendimento total (η) x Vazão (Q).
23
Figura 3.7 - Curva característica de uma bomba - Fonte: DE FALCO, 1998 [1]
3.2.3.1 Curva Head (H) x Vazão (Q)
Carga, ou Head, é a energia por unidade de massa ou pode ser também definida
como a energia por unidade de peso que a bomba pode oferecer. Assim, a curva H x Q
nos da a variação do Head de acordo com a vazão do sistema.
3.2.3.2 Curva de Potência (Potabs) x Vazão (Q)
A potência absorvida é o quanto de potência a bomba iráabsorver durante seu
uso. Com isso, a curva nos dá a variação da potência absorvida da bomba de acordo
com a vazão operante. A Potabs é calculada pela equação abaixo:
𝑃𝑜𝑡𝑎𝑏𝑠 =𝛾 𝑄 𝐻
𝜂=
[𝑁𝑚3⁄ ] [𝑚3
𝑠⁄ ] [𝑚]
𝑎𝑑𝑖𝑚𝑒𝑛𝑠𝑖𝑜𝑛𝑎𝑙= [𝑊] (3.14)
Calculamos também a potência cedida ao fluído pela equação:
𝑃𝑜𝑡𝑐 = 𝛾 𝑄 𝐻 = 𝑃𝑜𝑡𝑎𝑏𝑠 𝜂 (3.15)
3.2.3.3 Curva de Rendimento Total (η) x Vazão (Q)
A curva de rendimento (η) nos dá o produto de todos os rendimentos (mecânico,
hidráulico e volumétrico) em função da vazão de operação. Também pode se definir o
rendimento como a razão entre potência cedida ao fluído e potência absorvida pela
bomba.
3.2.4 Fatores que modificam as curvas características
As curvas apresentadas acima podem ser modificadas por diversos fatores como
rotação do eixo, diâmetro do impelidor e viscosidade do fluído bombeado. Neste texto
iremos elaborar somente a influência da viscosidade dado a importância para o texto.
3.2.4.1 Efeito da viscosidade nas curvas características
A viscosidade do fluído de trabalho afeta diretamente as curvas das bombas.
Normalmente os fabricantes constroem suas curvas baseadas em dados experimentais
com água e quando as bombas são usadas com fluídos viscosos é necessária uma
24
correção. O normal é que haja uma diminuição na eficiência, aumento da potência
absorvida e diminuição consequente do Head.
Abaixo temos a carga do Hydraulic Institute [15] nos permite a determinação
das curvas corrigidas se as curvas com operação com água são conhecidas.
Figura 3.8 - Carta para correção de curvas para fluídos viscosos - Fonte: Hydraulic Institute, 1975 [15]
Através de informações do BEP (Best Efficiency Point) da bomba para vazão, a
viscosidade do fluído e carga a de um único estágio também no BEP, a carta nos dá 3
fatores de correção CQ, CH e CE. Correções para vazão, Head e eficiência,
respectivamente. Para obtenção especificamente do CH existem 4 curvas. Cada umas
delas é relativa a 60%, 80%, 100% e 120% da vazão do BEP. Com esses fatores de
25
correção temos as seguintes equações.
𝑄𝑣𝑖𝑠 = 𝐶𝑄 × 𝑄 (3.16)
𝐻𝑣𝑖𝑠 = 𝐶𝐻 × 𝐻 (3.17)
𝜂𝑣𝑖𝑠 = 𝐶𝐸 × 𝜂 (3.18)
Como o uso da carta é dependente do BEP de cada bomba existirá diferentes
fatores de correção se diferentes bombas forem testadas na mesma situação.
Para determinação da curva corrigida sabendo do desempenho completo quando
o fluído é água existe um procedimento simples que será comentado.
i. Achar a vazão do ponto de máxima eficiência (BEP) – 100% x Q;
ii. A partir da vazão anterior determinar as vazões para 60%, 80% e 120% do BEP;
iii. Entrar na carta pelo eixo X com a vazão do BEP, subir verticalmente até o Head
de um estágio no BEP e depois seguir horizontalmente até a viscosidade
desejada. Para finalizar seguir verticalmente até as curvas dos fatores. CQ, CH
(60%, 80%, 100% e 120%) e CE são definidos;
iv. Utilizar a equação (3.16) para os 4 valores de vazão sendo multiplicados pelo
CQ obtido na carta;
v. Utilizar a equação (3.18) para os 4 valores de eficiência, para cada vazão, sendo
multiplicados pelo CE obtido na carta;
vi. Utilizar a equação (3.17) para cada um dos 4 valores de Head, para cada vazão,
sendo multiplicados pelo respectivos CH obtidos na carta;
vii. Traçar a nova curva de Qvis x Hvis utilizando o valor de vazão nula sendo o
mesmo da curva da bomba operando com água;
viii. Traçar a nova curva de Qvis x ηvis utilizando o valor de eficiência na vazão nula
sendo o mesmo da curva da bomba operando com água;
ix. Traçar a nova curva de Qvis x Hvis utilizando o valor de vazão nula sendo o
mesmo da curva da bomba operando com água;
x. Obter os valores de potência para as vazões viscosas pela equação (3.14), com
os valores corrigidos, e construir a curva Qvis x Potvis.
3.2.5 Características principais do sistema
Existem diversos termos necessários para conseguirmos determinar o ponto de
operação. Nesta seção iremos elaborar os mais importantes.
3.2.5.1 Altura Manométrica Total – Head (H)
A altura manométrica total já foi definida anteriormente. É a energia por unidade
de massa ou pode ser também definida como a energia por unidade de peso que a
26
bomba pode oferecer. Ela pode ser calculada bem simplificadamente pela equação
(3.19).
𝐻 = 𝐻𝐷𝑒𝑠𝑐𝑎𝑟𝑔𝑎 − 𝐻𝑆𝑢𝑐çã𝑜 = [𝑚] (3.19)
3.2.5.2 Altura Manométrica de Sucção – Head de Sucção (HS)
É o Head calculado na tubulação de sucção da bomba. Existem 2 maneiras de se
calcular este dado: podemos aplicar o teorema de Bernoulli entre um ponto na
superfície livre do reservatório de sucção e a entrada da sucção da bomba. E podemos
medir localmente a quantidade de energia. Usaremos a primeira opção.
Podemos considerar que o Head de sucção como a diferença entre a energia por
unidade de peso na entrada de sucção menos as perdas de carga na tubulação de sucção,
em uma dada vazão de escoamento. A equação (3.20) exemplifica o fato acima.
𝐻𝑆 = 𝑍𝑆 +𝑃𝑆
𝛾− ℎ𝑓𝑠 +
𝑉𝑆2
2𝑔 (3.20)
Figura 3.9 - Sistema de bombeamento simplificado - Fonte: DE FALCO, 1998 [1]
27
Figura 3.10 – Sistema de Sucção – Fonte: DE FALCO, 1998 [1]
A Figura 3.10 mostra uma representação de um sistema de sucção com a altura
de sucção (ZS), pressão de sucção (PS) e o termo VS, de velocidade de sucção na
equação (3.20) é a velocidade do fluído na região de sucção. Caso a sucção seja feita de
um reservatório como na Figura 3.10 o termo é nulo.
3.2.5.3 Altura Manométrica de Descarga – Head de Descarga (HD)
É o Head calculado na tubulação de descarga da bomba. Podemos usar as 2
maneiras, já comentadas, de se calcular este dado: podemos aplicar o teorema de
Bernoulli entre um ponto na superfície livre do reservatório de descarga e a saída da
descarga da bomba. E podemos medir localmente a quantidade de energia. Usaremos a
primeira opção.
Podemos considerar que o Head de descarga como a diferença entre a energia
por unidade de peso na saída de descarga menos as perdas de carga na tubulação de
descargas, em uma dada vazão de escoamento. A equação (3.21) explicita o fenômeno
acima.
𝐻𝐷 = 𝑍𝐷 +𝑃𝐷
𝛾+ ℎ𝑓𝑑 +
𝑉𝐷2
2𝑔 (3.21)
28
A Figura 3.11 mostra uma representação de um sistema de descarga com a altura
de descarga (ZD), pressão de descarga (PD) e o termo VD, de velocidade de descarga na
equação (3.21) é a velocidade na região de descarga. Caso a descarga seja feita em um
reservatório como na Figura 3.11 o termo é nulo.
Com os Head de sucção e descarga definidos nós podemos chegar na equação
(3.22) com o Head do sistema.
𝐻 = (𝑍𝐷 − 𝑍𝑆) +(𝑃𝐷 − 𝑃𝑆)
𝛾+ (ℎ𝑓𝑑 + ℎ𝑓𝑠) +
(𝑉𝐷2 − 𝑉𝑆
2)
2𝑔 (3.22)
3.2.5.4 Especificação da Curva do Sistema
Como já comentado anteriormente, a curva do sistema irá mostrar a variação do
Head em diferentes vazões. Isto é feito pela separação do Head em 2 tipos: Head
estático, invariante com a vazão, e Head de fricção que varia com a vazão. Obtemos
assim as seguintes equações:
𝐻 = 𝐻𝑒𝑠𝑡á𝑡𝑖𝑣𝑜 + 𝐻𝑓𝑟𝑖𝑐çã𝑜 (3.23)
𝐻𝑓𝑟𝑖𝑐çã𝑜 = (ℎ𝑓𝑑 + ℎ𝑓𝑠) +(𝑉𝐷
2 − 𝑉𝑆2)
2𝑔 (3.24)
𝐻𝑒𝑠𝑡á𝑡𝑖𝑐𝑜 = (𝑍𝐷 − 𝑍𝑆) +(𝑃𝐷 − 𝑃𝑆)
𝛾 (3.25)
Tendo cada termo destrinchado podemos seguir o procedimento para obter a
curva do sistema como especificado por DE FALCO [1].
• 6 valores de vazão são arbitrados, sendo desses 6 valores a vazão 0, a
vazão desejada, metade da vazão desejada e o dobro da vazão desejada.
Figura 3.11 - Sistema de Descarga - Fonte: DE FALCO, 1998 [1]
29
Com isso há uma cobertura razoável de vazões para a curva. Nada
impede que mais valores sejam usados;
• Calcular o Head estático;
• Calcular o Head de fricção para cada vazão;
• Determinar o Head do sistema com a soma entre o Head estático e o
Head de fricção;
• Com os valores de Head de sistemas para cada vazão especificada
podemos traçar a curva:
Figura 3.12 - Curva do sistema – Fonte: DE FALCO, 1998 [1]
3.2.6 Determinação do Ponto de Operação
Superpondo a curva do sistema, obtida pelo método da seção anterior, com a
curva da bomba, cedida pelo fabricante, nós teremos um ponto de interseção. É nesta
interseção que chegamos à vazão de operação. Assim traçamos uma reta até as curvas
de eficiência e potência para que determinemos os valores de eficiência e potência de
operação. A Figura 3.13 demonstra tudo isto.
30
Figura 3.13 - Ponto de trabalho do sistema - Fonte: DE FALCO, 1998 [1]
3.2.7 Associação de Bombas
Não só tubulações podem ser associadas como também bombas. A associação de
tubulações foi elaborada na seção 3.1.2 e a de bombas será feita nesta.
3.2.7.1 Associação de Bombas em Série
Este tipo de associação, em série, é necessário em situações onde encontramos
um Head muito alto e que fica acima do limite do valor de uma bomba multiestágios.
A Figura 3.14 mostra exatamente como é esta associação. A descarga da
primeira bomba é diretamente ligada a sucção da bomba seguinte. A vazão é a mesma,
porém a cada bomba o Head aumenta e que na descarga da última bomba terá a soma de
cada uma anterior. É importante ressaltar que a cada bomba a pressão aumenta e por
isso o material e a construção da bomba devem ser capazes de suportar a pressão
desenvolvida.
Figura 3.14 – Bombas associadas em série – Fonte: DE FALCO, 1998 [1]
De maneira simples conseguimos obter a curva da bomba mesmo com
associação das bombas. Os valores de vazão ficam iguais e os Head são somados para
cada vazão respectiva.
Para obtenção do ponto de operação neste tipo de associação deve se seguir o
mesmo procedimento que um sistema sem associação. Sobrepondo a curva da
associação de bombas com a curva do sistema.
31
3.2.7.2 Associação de Bombas em Paralelo
Em associações de bombas em paralelo nós temos uma situação ou que a vazão
exigida é elevada ou que é necessário variar a vazão de forma pré-determinada. Há
vantagens para este tipo de associação. Existe uma segurança operacional do seu
sistema pois mesmo que uma bomba falhe haverá outras para garantir um mínimo de
fluxo, ou seja, seu sistema não atingirá vazão zero. Além disso há vantagem pela
possível flexibilização, podendo mudar a vazão do sistema sem deixar qualquer bomba
longe do seu BEP.
As bombas têm seu ponto de sucção comum e trabalham independentes uma da
outra e as descarga também é no mesmo ponto. A Figura 3.15 ilustra a situação:
Figura 3.15 - Bombas associadas em paralelo – Fonte: DE FALCO, 1998 [1]
Para obter a curva característica do conjunto, é necessário somar as vazões de cada
uma das bombas correspondentes aos mesmos valores de carga. Em instalações reais,
procura-se utilizar bombas iguais e com curvas estáveis para se evitar a instabilidade do
sistema.
Para se chegar ao ponto de operação podemos seguir o mesmo procedimento de
bomba sem associação. Iremos somar as vazões de cada bomba, podendo elas ser iguais
ou diferentes, mas os Head permanecerão os mesmos. Com essa curva da bomba iremos
sobrepor com a curva do sistema e obter o ponto de operação.
3.2.8 Cavitação
O fenômeno da cavitação não pode ser analisado sem se comentar sobre a
pressão de vapor (Pv) do fluído em questão. Caso um fluído atinja uma pressão igual ou
menor que a pressão de vapor esse fluído se vaporizará, deixando bolhas de vapor no
escoamento. Caso em algum momento da continuação do escoamento o fluído atingir
uma pressão acima da de vapor as bolhas formadas entrarão em colapso, voltando a fase
líquida. Isto é a cavitação e ela pode gerar minivácuos no escoamento contribuindo para
ocorrências de ondas de choque.
Olhando especificamente para o caso de bombas centrífugas temos a região de
32
menor pressão na entrada do impelidor, ou seja, local que seria mais propenso para ter
uma pressão menor que a de vapor e vaporizar o líquido. A partir de entrada da bomba a
pressão tende somente a aumentar, com isso as bolhas formadas na entrada podem
colapsar, principalmente no canal do impelidor ou na entrada da voluta, se a pressão se
tornar superior à de pressão, causando as ondas de choques e danificando a bomba,
prejudicando seu funcionamento.
Além dos males já comentados há outros para se fazer. Aumento de ruídos e
vibrações, alterações das curvas características e possíveis danos aos materiais da
bomba.
As alterações nas curvas características são mostradas abaixo na Figura 3.16.
Percebemos uma queda brusca da eficiência e do Head. O ponto de operação sai de 1 e
vai para 2 quando ocorre a cavitação.
Figura 3.16 - Ponto de operação em cavitação - Fonte: DE FALCO, 1998 [1]
3.2.9 NPSH disponível
A melhor maneira de se controlar a possibilidade de cavitação em bombas é
através do conceito de NPSH (Net Positive Suction Head). O NPSH disponível
representa a energia por unidade de peso disponível na sucção da bomba, considerando
uma pressão maior que a pressão de vapor do fluído. A equação 3.26 abaixo caracteriza
o cálculo do NPSH.
𝑁𝑃𝑆𝐻𝑑𝑖𝑠𝑝 = 𝐻𝑆 +(𝑃𝑎𝑡𝑚 − 𝑃𝑣)
𝛾 (3.26)
3.2.10 NPSH requerido
O NPSH requerido é a quantidade mínima de energia por unidade de peso,
33
considerando uma pressão acima da pressão do vapor, que a sucção da bomba deve ter
para que a cavitação não ocorra. Esta informação normalmente é fornecida do fabricante
da bomba. Na Figura 3.17 abaixo vemos um exemplo da curva que demonstra a
dependência desse termo da vazão do escoamento.
Figura 3.17 - Curva de NPSH requerido x Vazão – Fonte: DE FALCO, 1998 [1]
3.2.11 Avaliação da Cavitação
A maneira de verificar a possibilidade de cavitação é comparando os valores de
NSPHdisp e NPSHrequerido. É de praxe da indústria, por segurança deixar um valor de
margem entre os dois valores, para que haja garantia de que não haverá cavitação. O
valor é de 0,6m de coluna de líquido, ou para altos Head, 25% do NPSHdisp.
Respeitando a condição abaixo podemos considerar que não haverá cavitação.
𝑁𝑃𝑆𝐻𝑑𝑖𝑠𝑝 ≥ 𝑁𝑃𝑆𝐻𝑟𝑒𝑞𝑢𝑒𝑟𝑖𝑑𝑜 + (0,6𝑚 𝑑𝑒 𝑙í𝑞𝑢𝑖𝑑𝑜 𝑜𝑢 0,25 𝑁𝑃𝑆𝐻𝐷𝑖𝑠𝑝) (3.27)
Há a possibilidade de obtermos o valor de vazão máxima sem risco de cavitação.
Isto só é possível se construirmos uma curva de NPSHdisp para várias vazões e sobrepor
com a curva de NSPHrequerido do fabricante. A interseção das curvas nos dará a vazão
máxima como mostra a Figura 3.18.
Figura 3.18 – Máxima vazão para evitar cavitação – Fonte: DE FALCO, 1998 [1]
34
4. ESTUDO DE CASO
Para o estudo de caso do presente texto foi feito o dimensionamento de uma
bomba centrífuga submersa para elevação artificial de óleo em campo offshore de
petróleo. O campo escolhido foi o de Polvo, operado pela empresa privada que neste texto
iremos determinar como empresa “X”. O campo de polvo se encontra na Bacia de
Campos, no litoral brasileiro, à aproximadamente 100km da costa (mapa abaixo) da
cidade de Cabo Frio (RJ). O início da produção do campo foi em agosto de 2007 e o
campo permanece produzindo até hoje.
Figura 4.1 - Campo de Polvo - Fonte: ANP [16]
A empresa “X” adquiriu o campo em 2016 com o objetivo de aumentar a
eficiência de toda a operação, aumentando a vazão total de todos os poços produtores e
por consequência aumentar a vida útil de Polvo.
O campo possui duas Unidades Estacionárias de Produção (UAP’s): uma
plataforma fixa chamada “Plataforma Fixa Polvo A” e um FPSO (Floating Production
Storage and Offloading) chamado de “FPSO Polvo”. Os poços são conectados à
plataforma fixa e depois de concentrada a produção, é transferido o óleo e o gás até o
FPSO através de dutos flexíveis.
35
Figura 4.2 - Plataforma Fixa "Polvo A" - Fonte ANP [16]
4.1 Análise da Configuração
No arranjo submarino atual existem 14 poços produtores e 1 injetor. Muitos destes
poços produtores já foram desativados. A empresa “X”, em 2018, perfurou 3 novos poços
produtores chegando a 10.000 bbl/d (barris por dia). Para uma nova campanha, iniciada
ainda em 2019, o objetivo é a perfuração de 4 novos poços com um incremento de mais
10.000 bbl/d [17]. Neste texto iremos analisar especificamente o caso do poço POL-011,
produtor, para um estudo de caso teste para esta nova campanha. Os dados utilizados para
o dimensionamento foram em sua quase maioria obtidos com a empresa “Y”, contratada
da empresa “X” para os estudos de engenharia para otimização do campo e com a própria
operadora, dado o tempo de produção do campo e experiência com ele.
A configuração simplificada, com objetivos de ajudar na ilustração para o texto,
mostra especificamente o poço POL-011 na Figura 4.3. Apesar de este ser um poço
offshore a completação dele é pelo modo seco. Isto só é possível dado a baixa lâmina
d’água média (100 metros) em que se encontram todos os poços do campo. Isto significa
que os equipamentos para produção, no caso, árvore de natal e cabeça de poço são para
poços onshore, deixando o projeto mais barato pois os equipamentos são mais simples.
Importante ressaltar que a figura não representa fielmente a escala nem as formas
do arranjo real. Além disso o sistema de recuperação de gás não é mostrado dado o
objetivo do texto.
36
Figura 4.3 - Simplificação do arranjo do poço POL-011 - Fonte: Autor
O conjunto da bomba é instalado no fundo do poço, com o óleo em volta devido
ao canhoneio das paredes, na qual o óleo permeia para dentro das paredes do poço. Assim
não temos altura nem velocidade de sucção. O óleo e o gás são admitidos como já
mostrado na seção 2.2.4.2 e neste texto consideraremos que somente o óleo segue para a
bomba.
37
4.2 Premissas do Projeto
i. Todas as tubulações foram especificadas e compradas pelo cliente. São rígidas e
de espessura constante.
ii. Consideraremos que a separação de óleo e gás na bomba é de 100% e nenhum gás
entra no sistema BCS.
iii. Para facilitar os cálculos, as propriedades físicas e térmicas do fluído são
consideradas constantes ao longo do processo de produção. Estas propriedades
foram obtidas com a empresa “X” para a empresa “Y”.
iv. Iremos ter 1 fluído, porém com 2 estados, para refletir melhor a realidade do poço.
Primeiramente, denominado FLUÍDO 1 (Óleo API 19º @ 66,7 ºC) que entra no
sistema BCS e vai até o leito marinho. Depois do óleo atingir o leito marinho, no
qual a água está a 4 ºC, há um resfriamento considerável. Assim temos o FLUÍDO
2 (Óleo API 19º @ 46,7 ºC). Este segundo fluído irá seguir até o reservatório na
plataforma fixa.
v. Foram considerados para o estudo o pior caso, ou seja, conservativo, para todas
as propriedades. Isto foi feito para garantir o bom funcionamento da bomba em
relação aos requisitos do projeto na condição normal de operação.
vi. A vazão desejada foi determinada pelo cliente, como já citado anteriormente. Com
o objetivo de perfurar mais 4 poços e aumentar em 10.000 bbl/d (66,2 m3/h) a
produção do campo nós obtemos a vazão de um poço de 2.500 bbl/d (16,56 m3/h).
vii. Esta produção será feita nas 24h do dia dado que uma plataforma de petróleo
produz sem parar a não ser em paradas específicas para manutenção.
viii. Pressão de sucção é de 967 psi (6.667 kPa) e de descarga é 2813 psi (19.395 kPa),
obtidas com a empresa “Y”.
ix. Como o sistema BCS é posicionado próximo ao fundo do poço e da seção de
canhoneio, o óleo e o gás permeiam para dentro do poço. Assim não há altura de
sucção (ZS) nem velocidade de sucção (VS), já que o sistema BCS se posiciona
“dentro” do reservatório.
x. Ponto de descarga é o reservatório na plataforma fixa, assim a velocidade de
descarga (VD) é nula.
4.3 Informações do Projeto
Primeiramente iremos apresentar um esquemático simplificado do poço para
facilitar o entendimento e o dimensionamento. Temos o reservatório do poço com o
38
sistema BCS inserido, a tubulação até o leito marinho, a transição com o leito marinho, a
tubulação do leito marinho até a cabeça de poço seca (no chão da plataforma fixa)
passando pela árvore de natal seca diretamente conectada à cabeça de poço e a ligação
com o reservatório de óleo da plataforma. Estes trechos funcionarão como tubulações em
série para a análise como mostra a seção 3.1.2.1. Mais abaixo temos os trechos na Tabela
4.1 de maneira mais objetiva.
Figura 4.4 - Esquemático do poço com tubulações em série - Fonte: Autor
39
Tabela 4.1 - Trechos das tubulações em série
4.3.1 Materiais
Um dos dados importantes para dimensionamento da bomba é o material das
tubulações. Estes já foram especificados e comprados pela operadora. Tendo em vista o
fluído e o ambiente que se apresenta para a tubulação foi especificado um tubo de aço
carbono polido com revestimento Duoline. Este revestimento tem objetivo de proteger a
tubulação de agentes corrosivos e de possíveis gases durante o escoamento além de
diminuir a rugosidade melhorando o fluxo de produção.
A Tabela 4.2 mostra o trecho, material e rugosidade da tubulação. As propriedades
foram tiradas do Anexo C da empresa Fiberware [18].
Tabela 4.2 - Rugosidade da tubulação
Trecho Ligação / Equipamento
A Sistema BCS > Leito Marinho
B Leito Marinho > Cabeça de Poço
C Cabeça de Poço
D Árvore de Natal
EÁrvore de Natal > Reservatório de
Óleo da Plataforma
Trecho MaterialRugosidade
[mm]
AAço Carbono Polido
revestido com Duoline0,005
BAço Carbono Polido
revestido com Duoline0,005
CAço Carbono Polido
revestido com Duoline0,005
DAço Carbono Polido
revestido com Duoline0,005
EAço Carbono Polido
revestido com Duoline0,005
40
4.3.2 Fluído de Trabalho
A complexidade de uma bomba para elevação artificial de óleo é maior que para
elevação de fluídos menos viscosos e pesados. Essa dificuldade aumenta principalmente
para o óleo brasileiro que é fica entre os mais pesados do mundo na escala API.
Os óleos têm uma especificação exclusiva da American Petroleum Institute (API)
em relação a sua densidade que é dado pelo grau API. O grau é dado pela equação abaixo:
141,5
𝑑6060
− 131,5 = °𝐴𝑃𝐼. (4.1)
Sendo d60/60 a densidade do petróleo a 60˚F em relação a densidade da água na
mesma temperatura.
A API [19] define a escala para separar os óleos pelo grau, que é:
• Leve → Acima de 31.1;
• Médio → Entre 22.3 e 31.1;
• Pesado → Entre 22.3 e 10.1;
• Extra Pesado → Abaixo de 10.1.
O óleo de Polvo é especificado como API 19º, ou seja, pesado. Além disso o óleo
não processado é de alta viscosidade como podemos observar na Tabela 4.3 e 4.4 abaixo.
Isto deixa ainda maior o desafio para elevação do fluído.
Abaixo apresentamos os dados dos dois fluídos já comentados anteriormente que
serão utilizados no projeto. Informações cedidas pela empresa “Y” através da empresa
“X”.
Tabela 4.3 - Informações Fluído 1
Parâmetro Símbolo Valor Unidade
Temperatura T1 66,7 °C
Viscosidade Absoluta µ1 0,17 Pa.s
Densidade ρ1 938,5 kg/m3
Peso Específico γ1 9206,69 N/m3
Pressão de Vapor PV1 3068166 Pa
Fluído 1 - Óleo API 19 - Poço
41
Tabela 4.4 - Informações Fluído 2
4.3.3 Análise da Tubulação e Acessórios das Linhas
Não temos tubulação de sucção, porém temos uma longa tubulação de descarga
com alguns equipamentos e foi dividida em 5 trechos para nossa análise como mostrou a
Figura 4.4.
Na Tabela 4.5 abaixo mostramos os diâmetros internos em polegadas e a
conversão para metros além da área transversal para cada trecho.
Tabela 4.5 - Diâmetro e área das tubulações
Abaixo temos a Tabela 4.6 que mostra o comprimento reto dos trechos. Todos os
valores passados pela empresa “X”.
Parâmetro Símbolo Valor Unidade
Temperatura T2 46,7 °C
Viscosidade Absoluta µ2 0,24 Pa.s
Densidade ρ2 953,65 kg/m3
Peso Específico γ2 9355,31 N/m3
Pressão de Vapor PV2 3017345 Pa
Fluído 2 - Óleo API 19 - Leito Marinho
TrechoDiâmetro
Interno [in]
Diâmetro
Interno [m]
Área Transversal
[m2]
A 4-1/2" 0,1143 0,021
B 4-1/2" 0,1143 0,021
C 4-1/2" 0,1143 0,021
D 4-1/2" 0,1143 0,021
E 4-1/2" 0,1143 0,021
42
Tabela 4.6 - Comprimento reto [m]
A próxima Tabela 4.7, enumera cada acessório encontrado em cada trecho do
escoamento.
Tabela 4.7 - Acessórios das linhas
Como mostrado na sessão 3.1.1.2.2 utilizamos estes dados para obtenção dos
comprimentos equivalentes dos trechos. Este cálculo foi feito através das tabelas do
Anexo A, provinda de [1]. Estes comprimentos equivalentes são mostrados na Tabela 4.8.
Mais abaixo é apresentada a Tabela 4.9 com os comprimentos totais equivalentes (LTotal),
calculado pelo método da sessão 3.1.1.2.2.
Trecho DescriçãoComprimento
Lreto [m]
A Sistema BCS > Leito Marinho 1656,8
B Leito Marinho > Cabeça de Poço 220,2
C Cabeça de Poço 3,2
D Árvore de Natal 4,5
EÁrvore de Natal > Reservatório
de Óleo da Plataforma76,4
A B C D E
Sistema BCS >
Leito Marinho
Leito Marinho >
Cabeça de Poço
Cabeça de
Poço
Árvore de
Natal
Árvore de Natal > Reservatório
de Óleo da Plataforma
Entrada - - - - -
Válvula Gaveta - - - 2 1
Válvula de Retenção 1 3 - - -
Válvula Esfera - - - - 1
Curva 45° 1 1 - - 2
Curva 90° - 1 - - 4
Joelho 90° - - - 2 -
Saída - - - - 1
Acessórios
43
Tabela 4.8 - Valores de comprimento equivalente [m]
Tabela 4.9 - Comprimentos equivalentes totais [m]
4.3.4 Dados de Operação
Utilizando a Figura 4.4 e as Tabelas dos fluídos, 4.3 e 4.4, como base, podemos
listar todos os dados principais necessários para os cálculos do Head do sistema (altura
manométrica total). Juntamente com os dados apresentados anteriormente iremos
construir a curva de Head x Vazão do sistema.
A B C D E
Sistema BCS >
Leito Marinho
Leito Marinho >
Cabeça de Poço
Cabeça de
Poço
Árvore de
Natal
Árvore de Natal > Reservatório
de Óleo da Plataforma
Entrada - - - - -
Válvula Gaveta - - - 3,06 1,53
Válvula de Retenção 17,15 51,45 - - -
Válvula Esfera - - - - 2,25
Curva 45° 1,72 1,72 - - 3,44
Curva 90° - 3,43 - - 13,72
Joelho 90° - - - 2,36 -
Saída - - - - 7,32
Total 18,87 56,60 0,00 5,42 28,26
Acessórios [m]
Trecho DescriçãoComprimento Total
Equivalente LTotal [m]
A Sistema BCS > Leito Marinho 1675,7
B Leito Marinho > Cabeça de Poço 276,8
C Cabeça de Poço 3,2
D Árvore de Natal 9,9
EÁrvore de Natal > Reservatório de
Óleo da Plataforma104,7
44
Tabela 4.10 - Dados para construção da curva do sistema
O peso específico é igual para descarga e para sucção pois o fluído 1 é o que entra
na bomba e permanece constante até ao leito marinho. Este trecho até o leito marinho
representa quase 85% do caminho do escoamento de descarga, por isso foi escolhido para
este parâmetro.
Antes disto iremos avaliar o escoamento em cada trecho para verificar qual tipo
ele é.
4.3.5 Análise do Escoamento
Nesta seção iremos avaliar o escoamento da produção em cada trecho proposto.
Iremos definir o tipo de escoamento através do número de Reynolds que é dado pela
equação abaixo.
𝐷 𝑉 𝜌
𝜇= 𝑅𝑒 (4.2)
Precisamos da velocidade de escoamento “V” em metros por segundo, do
diâmetro interno “D” em metros, da massa específica média do fluído “ρ” em kg/m3 e da
viscosidade dinâmica “μ” em Pa.s.
Para números de Reynolds abaixo de 2000 o escoamento é laminar, para números
acima de 4000 definimos como turbulento. Existe uma faixa de transição entre 2000 e
4000 que vai depender caso a caso. Na realidade quase todo escoamento será turbulento
nesta faixa, ao menos que a velocidade seja muito baixa e/ou a viscosidade do fluido seja
alta.
Assim obtendo o número de Reynolds para definir se o escoamento é laminar ou
turbulento. Tabela 4.11 mostra os resultados obtidos.
Parâmetro Simbolo Valor Unidade
Pressão de Sucção PS 6667230 Pa
Pressão de Descarga PD 19394952 Pa
Altura de Sucção ZS 0 m
Altura de Descarga ZD 1961,1 m
Peso Específico de Sucção γS 9206,69 N/m3
Peso Específico de Descarga γD 9206,69 N/m3
Vazão do Sistema Q 397,47 m3/dia
Vazão do Sistema Q 16,56 m3/h
Vazão do Sistema Q 0,0046 m3/s
45
Tabela 4.11 - Avaliação do escoamento
Como era de se esperar obtemos valores bem pequenos de Reynolds, ou seja,
escoamentos laminares. Isto se dá principalmente pela natureza altamente viscosa do
fluído que queremos bombear, o óleo pesado.
4.4 Memória de Cálculo
Iremos elaborar agora a memória de cálculo do projeto para cálculo do Head,
curva do sistema e NPSHdisponível. Para isso iremos fazer o cálculo das perdas de carga de
acordo com o escoamento laminar, como especificado na seção 3.1.1.1.
Para o cálculo do Head do sistema foi utilizado o método de soma do HEstático e
HFricção, detalhado na seção 3.2.5.4, equação (3.23). Este método foi escolhido pois no
arranjo do poço encontramos equipamentos em série e nos daria mais riqueza para
elaboração do trabalho.
4.4.1 Head Estático
Como já elaborado anteriormente o Head estático é calculado por:
(𝑍𝐷 − 𝑍𝑆) + (𝑃𝐷
𝛾𝐷−
𝑃𝑆
𝛾𝑆) = 𝐻𝐸𝑠𝑡á𝑡𝑖𝑐𝑜
Assim temos o valor de Head estático calculado facilmente.
𝐻𝐸𝑠𝑡á𝑡𝑖𝑐𝑜 = 3344,54 𝑚
4.4.2 Head de Fricção
4.4.2.1 Perda de Carga na Sucção
Como já falado anteriormente, o sistema BCS é inserido no fundo do poço
perfurado, próximo a região de canhoneio. Nesta região o gás e o óleo encapsulado nas
rochas da crosta terrestre conseguem atravessar para dentro do poço através de canhoneio.
Assim, não há tubulação de sucção para ser analisada nem velocidade de sucção.
Trecho Fluído Vazão [m3/s] Velocidade [m/s] Reynolds Escoamento
A 1 0,0046 0,000125 0,0786 Laminar
B 2 0,0046 0,000125 0,0566 Laminar
C 2 0,0046 0,000125 0,0566 Laminar
D 2 0,0046 0,000125 0,0566 Laminar
E 2 0,0046 0,000125 0,0566 Laminar
46
4.4.2.2 Perda de Carga na Descarga
Utilizando o método da seção 3.2.5.4 para determinação da perda de carga para
tubulações nós utilizamos um número de vazões diferentes e obtivemos para cada trecho
especificado anteriormente um valor. As tabelas a seguir mostram o resultado de cada
trecho. Em azul o resultado da vazão de projeto.
Tabela 4.12 - Perda de carga de fricção por vazão [m] - Trecho A
Tabela 4.13 - Perda de carga de fricção por vazão [m] - Trecho B
Q [m3/d] hF [m]
0,00 0,00
99,37 2,80
198,73 5,61
227,12 6,41
264,98 7,48
317,97 8,97
397,47 11,21
496,83 14,02
596,20 16,82
695,57 19,62
794,94 22,43
1192,40 33,64
Trecho A
Q [m3/d] hF [m]
0,00 0,00
99,37 1,50
198,73 3,01
227,12 3,43
264,98 4,01
317,97 4,81
397,47 6,01
496,83 7,51
596,20 9,02
695,57 10,52
794,94 12,02
1192,40 18,03
Trecho B
47
Tabela 4.14 - Perda de carga de fricção por vazão [m] - Trecho C
Tabela 4.15 - Perda de carga de fricção por vazão [m] - Trecho D
Q [m3/d] hF [m]
0,00 0,00
99,37 0,02
198,73 0,03
227,12 0,04
264,98 0,05
317,97 0,06
397,47 0,07
496,83 0,09
596,20 0,10
695,57 0,12
794,94 0,14
1192,40 0,21
Trecho C
Q [m3/d] hF [m]
0,00 0,00
99,37 0,05
198,73 0,11
227,12 0,12
264,98 0,14
317,97 0,17
397,47 0,22
496,83 0,27
596,20 0,32
695,57 0,38
794,94 0,43
1192,40 0,65
Trecho D
48
Tabela 4.16 - Perda de carga de fricção por vazão [m] - Trecho E
Como o final da descarga é um reservatório de óleo na plataforma fixa, o termo
de velocidade de descarga é também nulo.
4.4.2.3 Cálculo do Head de Fricção
Como temos os trechos de uma tubulação em série nós iremos somar as perdas de
carga para cada vazão para que tenhamos a curva de Head de fricção. Além disso iremos
simplificar a equação 3.24 para a equação abaixo.
𝐻𝑓𝑟𝑖𝑐çã𝑜 = ℎ𝑓𝑑
Assim temos a Tabela 4.17 com os dados finais de Head de Fricção e a curva na
Figura 4.5.
Q [m3/d] hF [m]
0,00 0,00
99,37 0,57
198,73 1,14
227,12 1,30
264,98 1,52
317,97 1,82
397,47 2,27
496,83 2,84
596,20 3,41
695,57 3,98
794,94 4,55
1192,40 6,82
Trecho E
49
Tabela 4.17 - Perda de carga de fricção por vazão [m] - Completo
Figura 4.5 - Curva do Head de Fricção
Q [m3/d] hF [m]
0,00 0,00
99,37 4,95
198,73 9,89
227,12 11,30
264,98 13,19
317,97 15,83
397,47 19,78
496,83 24,73
596,20 29,67
695,57 34,62
794,94 39,56
1192,40 59,34
Head de Fricção
0
10
20
30
40
50
60
70
0 99 199 227 265 318 397 497 596 696 795 1192
Hea
dF
ricç
ão [
m]
Vazão [m3/d]
Head de Fricção
50
4.4.3 Head e Curva do Sistema
Juntando os resultados de Head Estático e Head de Fricção nós obtemos o Head
do Sistema através da equação (3.23). Resultados na Tabela 4.18 e a curva do sistema na
Figura 4.6.
Tabela 4.18 - Head do Sistema
Figura 4.6 - Head do Sistema
Q [m3/d] Head Fricção [m] Head Estático [m] Head Sistema [m]
0 0,00 3343,54 3344
99 4,95 3343,54 3348
199 9,89 3343,54 3353
227 11,30 3343,54 3355
265 13,19 3343,54 3357
318 15,83 3343,54 3359
397 19,78 3343,54 3363
497 24,73 3343,54 3368
596 29,67 3343,54 3373
696 34,62 3343,54 3378
795 39,56 3343,54 3383
1192 59,34 3343,54 3403
Head do Sistema
3310
3320
3330
3340
3350
3360
3370
3380
3390
3400
3410
0 99 199 227 265 318 397 497 596 696 795 1192
Hea
dd
o S
iste
ma
[m]
Vazão [m3/d]
Head do Sistema
51
Assim podemos obter a altura manométrica total do sistema específica para vazão
desejada no projeto.
𝑄 = 397,47 𝑚3
𝑑𝑖𝑎
𝐻𝑆𝑖𝑠𝑡𝑒𝑚𝑎 = 3363,32 𝑚
4.4.4 NPSH disponível
Nesta seção iremos apresentar o cálculo do NPSH disponível na entrada da
bomba, como mostrado na seção 3.2.9. O objetivo principal é garantir que não irá ocorrer
o fenômeno da cavitação quando obtermos a curva de NPSH requerido do fabricante da
bomba.
Dado as especificidades do projeto a equação de cálculo de NPSH (3.26) é
simplificada para a seguinte equação:
𝑁𝑃𝑆𝐻𝑑𝑖𝑠𝑝𝑜𝑛í𝑣𝑒𝑙 =𝑃𝑆
𝛾𝑆+
𝑃𝑎𝑡𝑚 − 𝑃𝑉1
𝛾𝑆=
6667230
9206,69+
101330 − 3068166
9206,69= 401,9 𝑚
52
5. SELEÇÃO DA BOMBA
Como o objetivo do projeto é dimensionar um sistema de elevação artificial de
óleo em poço offhore de petróleo iremos analisar opções de 2 das maiores empresas
prestadoras de serviços para as operadoras: Baker Hughes e Schlumberger. Duas outras
fornecedoras são atuantes neste mercado, porém a empresa “X” somente adquiriu até hoje
bombas de Baker e Schlumberger, por isso somente a análise destas duas.
Dentro das duas opções de fabricantes nós encontramos diversas bombas com
diferentes rotações, frequências, amperagens, potências, diâmetros de cápsulas, faixas de
vazões permitidas, BEP’s e outros parâmetros importantes. Para a escolha foi utilizado os
parâmetros do sistema, listado na tabela 5.1 abaixo. Com isso obtivemos 2 opções
principais, uma de cada fabricante, para nosso caso.
Tabela 5.1 - Parâmetros para escolha da bomba
5.1 Bomba Baker Hughes – 1a Opção
Iremos analisar a bomba Baker Hughes escolhida. O modelo escolhido foi o P31
Série 538, bomba centrífuga radial representada pela Figura 5.1. A curva característica
obtida em [21] de 1 estágio com água é representada pela Figura 5.2.
Parâmetro Simbolo Valor
Pressão de Sucção PS 6667230 Pa
Pressão de Descarga PD 19394952 Pa
Altura Manométrica Total ZS 3363,32 m
NPSHDisponível ZD 401,9 m
Vazão do Sistema Q 397,47 m3/dia
53
Figura 5.1 - Bomba Baker Hughes - Fonte: Baker Hughes [20]
Figura 5.2 - Curva da bomba Baker P31 Série 538 - Fonte: Baker Hughes [21]
54
5.1.1 Análise da Influência da Viscosidade
Como já comentado na seção 3.2.4.1, a maioria das curvas de bombas são obtidas
com experimentação com água. Deste modo há um erro considerável quando vamos
utilizar estas mesmas curvas quando a utilização envolve fluídos com uma viscosidade
elevada como óleos de poços.
Através das curvas características da bomba, fornecidas pelo fabricante, no Anexo
C, podemos utilizar a carta, achar os fatores de correção e reconstruir a curva de
performance da bomba para fluído viscoso.
As entradas do método, para o BEP da bomba Baker são:
𝐻 = 36,74 𝑓𝑡
𝑄 = 102,2 𝐺𝑃𝑀
𝜈 = 181 𝑐𝑆𝑡
55
Figura 5.3 - Carta para correção bomba Baker - Fonte: Adaptado de Hydraulic Institute, 1975 [15]
Através da Figura 5.2 podemos obter os fatores de correção. Como era de se
esperar, dado o baixo valor de vazão do escoamento e alta viscosidade do fluído, há
fatores representativos de correção.
𝐶𝑄 = 80% = 0,80
𝐶𝐻60 = 87% = 0,87
𝐶𝐻80 = 83,5% = 0,835
56
𝐶𝐻100 = 81,5% = 0,815
𝐶𝐻120 = 78% = 0,78
𝐶𝐸 = 40% = 0,40
Estes valores serão usados para construir a curva da bomba corrigida na seção
seguinte.
5.1.2 Curvas Corrigidas da Bomba Baker Hughes
Seguindo o procedimento descrito na seção 3.2.4.1 vamos construir a curva
corrigida para a bomba Baker.
Figura 5.4 - Curva de Head e Eficiência corrigida para bomba Baker
Figura 5.5 – Curva de potência absorvida corrigida para bomba Baker
57
As curvas são representativas de uma bomba de 1 estágio, e como o Head seria
longe do suficiente para o necessário para o projeto foi preciso escolher mais de uma
bomba com múltiplos estágios. Para definirmos a quantidade de bombas e estágios de
cada bombas iremos usar o valor de vazão de projeto Head necessário calculado. Nos
dando assim 4 bombas de 84 estágios em série, já que precisamos somar os Head e manter
a vazão.
Abaixo temos a curva de Head de 1 bomba e também a das 4 bombas em série na
Figura 5.5 e o ponto de operação na Figura 5.6.
Figura 5.6 - Curva de Head para 1 bomba Baker e para 4 bombas Baker em série
Figura 5.7 – Ponto de operação para bomba Baker
58
Com todos os gráficos em mãos podemos tabular todas as informações do ponto
de trabalho sobre a bomba Baker na Tabela 5.2.
Tabela 5.2 – Dados finais da bomba Baker
5.2 Bomba Schlumberger – 2a Opção
Nossa segunda opção é a bomba SN3600 da fabricante Schlumberger. Também
uma bomba centrífuga radial, feita especialmente para elevação artificial em poços de
petróleo. A Figura 5.8 mostra as curvas características de 1 estágio da bomba com água.
Parâmetro Baker Hughes
Vazão Viscosa 397,47 m3/d
Vazão Viscosa 2500 bbl/d
Vazão Viscosa 16,56 m3/h
Head Viscoso - 1 Estágio 10,1 m
Head Viscoso 3394 m
Quantidade de Bombas 4
Quantidade de Estágios 84
Eficiência Viscosa 26,20%
Potabs Total 534 kW
Frequência 50 Hz
RPM 2917
Valor 8.000.000,00R$
% BEP 112,9%
59
Figura 5.8 - Curvas da bomba Schlumberger SN3600 - Fonte: Schlumberger [22]
5.2.1 Análise da Influência da Viscosidade
Iremos seguir os mesmos passos que foram feitos na seção anterior, agora para a
bomba Schlumberger. Através das curvas características da bomba, fornecidas pelo
fabricante, Anexo D, podemos utilizar a carta, achar os fatores de correção e reconstruir
a curva de performance da bomba para fluído viscoso.
As entradas do método são:
𝐻 = 35,10 𝑓𝑡
𝑄 = 106,1 𝐺𝑃𝑀
𝜈 = 181 𝑐𝑆𝑡
60
Figura 5.9 - Carta para correção bomba Schlumberger - Fonte: Adaptado de Hydraulic Institute, 1975
[15]
Através da Figura 5.7 podemos obter os fatores de correção. Como era de se
esperar, dado o baixo valor de vazão do escoamento e alta viscosidade do fluído, há
fatores representativos de correção.
𝐶𝑄 = 80,5% = 0,805
𝐶𝐻60 = 88% = 0,88
𝐶𝐻80 = 84% = 0,84
61
𝐶𝐻100 = 82% = 0,82
𝐶𝐻120 = 78,5% = 0,785
𝐶𝐸 = 40% = 0,40
Estes valores serão usados para construir a curva da bomba corrigida em seção
subsequente.
5.2.2 Curvas Corrigidas da Bomba Schlumberger
Seguindo o procedimento descrito na seção 3.2.4.1 vamos construir a curva
corrigida para a bomba Schlumberger.
Figura 5.10 - Curva de Head e Eficiência corrigida para bomba Schlumberger
Figura 5.11 - Curva de potência absorvida corrigida para bomba Schlumberger
62
As curvas são representativas de uma bomba de 1 estágio, e como o Head seria
longe do suficiente para o necessário para o projeto foi preciso escolher mais de uma
bomba com múltiplos estágios. Para definirmos a quantidade de bombas e estágios de
cada bombas iremos usar o valor de vazão de projeto Head necessário calculado. Nos
dando assim 4 bombas de 104 estágios em série, já que precisamos somar os Head e
manter a vazão.
Abaixo temos a curva de Head de 1 bomba e também a das 4 bombas em série na
Figura 5.10 e o ponto de operação na Figura 5.11.
Figura 5.12 - Curva de Head para 1 bomba Schlumberger e para 4 bombas Schlumberger em série
Figura 5.13 - Ponto de operação para bomba Schlumberger
63
Com todos os gráficos em mãos podemos tabular todas as informações sobre a
bomba na Tabela 5.3.
Tabela 5.3 - Dados finais da bomba Schlumberger
5.3 Comparação e escolha da bomba
Com todos os dados obtidos entre as duas opções nós podemos agora fazer uma
comparação técnica e chegarmos a uma escolha de qual se adequa melhor ao nosso
projeto. A Tabela 5.4 faz um comparativo.
Tabela 5.4 – Comparativo de bombas
Parâmetro Schlumberger
Vazão Viscosa 397,47 m3/d
Vazão Viscosa 2500 bbl/d
Vazão Viscosa 16,56 m3/h
Head Viscoso - 1 Estágio 8,9 m
Head Viscoso 3365 m
Quantidade de Bombas 4
Quantidade de Estágios 104
Eficiência Viscosa 27,70%
Potabs Total 524 kW
Frequência 50 Hz
RPM 2917
Valor 8.200.000,00R$
% BEP 107,3%
Parâmetro Baker Hughes Schlumberger
Vazão Viscosa 397,47 m3/d 397,47 m3/d
Vazão Viscosa 2500 bbl/d 2500 bbl/d
Vazão Viscosa 16,56 m3/h 16,56 m3/h
Head Viscoso - 1 Estágio 10,1 m 8,9 m
Head Viscoso 3394 m 3365 m
Quantidade de Bombas 4 4
Quantidade de Estágios 84 104
Eficiência Viscosa 26,20% 27,70%
Potabs Total 534 kW 524 kW
Frequência 50 Hz 50 Hz
RPM 2917 2917
Valor 8.000.000,00R$ 8.200.000,00R$
% BEP 112,9% 107,3%
Comparação entre Bombas
64
Como podemos ver as bombas tem desempenhos bem semelhantes. A fabricante
Schlumberger nos oferece uma bomba levemente mais cara, porém com maior eficiência
e menor potência absorvida. Apesar disto tem um Head por estágio menor, o que aumenta
o número de estágios da bomba. Apesar da bomba Baker ser menor e mais simples ela
tem uma menor proximidade do BEP da bomba com o ponto de trabalho desejado. Neste
quesito a bomba Schlumberger é melhor.
As duas opções são viáveis e capazes de serem utilizadas. Dado que é de extrema
importância para a operadora do campo que o capital para manutenção e utilização, como
o consumo de energia, seja menor, foi escolhido a bomba SN3600 da fabricante
Schlumberger. Esta escolha se baseia na premissa que a energia elétrica não tem um valor
margina para plataforma. Entretanto existem diversas plataformas que produzem a sua
própria energia através do gás extraído dos poços, sem custo. Assim podemos justificar,
pelo ponto de vista da operadora, que a bomba Schlumberger por ter uma proximidade
maior do BEP terá uma vida de operação maior. Diminuindo os custos com manutenção
e tempo de downtime de produção. Este tempo menor de downtime, no qual você fica sem
produzir, justifica a escolha da bomba Schlumberger mesmo sendo R$200.000,00 mais
cara.
5.4 Verificação do NPSH requerido para bomba Schlumberger
A partir dos dados fornecidos no Anexo E e também pelo valor do NPSHdisponível
calculado na seção 3.2.9 podemos verificar a ocorrência de cavitação da bomba escolhida.
Como mostrado no gráfico do Anexo, o valor para uma bomba de 1 estágio é de 0,71 m.
Assim calculamos, pelo fator de segurança para altos Head:
𝑁𝑃𝑆𝐻𝑑𝑖𝑠𝑝 ≥ ((104 × 0,71) + 0,25 × 401,9)
401,9 ≥ 4 × (73,8 + 100,48)
401,9 ≥ 174,28 𝑚 → 𝐴𝑐𝑒𝑖𝑡𝑜
65
6. CONCLUSÃO
O propósito do projeto foi selecionar uma bomba para viabilizar a elevação
artificial em poços de produção offshore no pós sal brasileiro. Discussão motivada pelo
mercado ascendente de empresas independentes no cenário de óleo e gás brasileiro, que
através dos desinvestimentos da PETROBRAS estão adquirindo campos maduros com os
objetivos de aumentar as reservas comprovadas, a eficiência de operação e acelerar o
retorno de investimento com diminuição do tempo para o primeiro óleo dos poços
perfurados.
O estudo de caso teve a situação específica de elevação artificial por bombeio
centrífugo submerso (BCS) analisado. Este é e continuará sendo mais um método
altamente utilizado na indústria brasileira dado o seu baixo custo e rápido retorno. É o
cenário ideal para as operadoras que querem alavancar a produção de campos já maduros
que as reservas já apresentam uma pressão natural menor.
O caso específico de Polvo, campo offshore da bacia de Campos com reservas no
nível do pós sal, é um ótimo exemplo para este tipo de estudo. O escopo do trabalho foi
o dimensionamento da bomba centrífuga para o poço POL-011 já existente, considerando
todos os equipamentos, tubulações e o layout real do campo.
Primeiramente foi feito um estudo profundo sobre os tipos de elevação existentes,
quais suas melhores aplicações e características além obviamente de uma revisão de todos
os conceitos de mecânica dos fluídos e máquinas de fluxo necessários para elaboração do
trabalho. Foram também usados o conhecimento do autor sobre o mercado de óleo e gás
brasileiro e todas as suas transformações recentes para que a motivação fosse clara e
objetiva para todos os leitores.
Vários desafios foram encontrados durante a elaboração do texto. O principal
deles foi analisar um fluído altamente viscoso e pesado (API 19º – Óleo Pesado) em um
ambiente de extrema pressão que é a crosta terrestre. Foi necessário um ajuste para fluídos
viscosos na análise. Outro percalço foi a necessidade de convencimento da empresa “Y”
para aceitar dividir informações do poço e do campo, sejam dados de viscosidade, pressão
e até tamanhos e diâmetros de tubulações, para utilização no trabalho, sem exposição da
inteligência de engenharia diretamente no texto. A identificação da operadora, empresa
“X” também foi mantida sem menções diretas pelo nome por pedido da empresa “Y”.
Outros tipos de informação foram obtidos em pesquisas e sua veracidade checada. Os
66
modelos de equipamentos seguiram o mesmo tratamento que os dados do poço. Foram
passadas informações para uso no trabalho, mas sem exposição direta já que consistem
em informações de propriedade intelectual da empresa “Y”. O último desafio foi a
obtenção das curvas das bombas com os fabricantes. Foram obtidas as curvas de
desempenho das duas opções, entretanto somente uma curva de NPSHrequerido de um
fabricante, dificultando a análise de cavitação.
Com todas as informações obtidas em mãos seguimos para o dimensionamento
usando conceitos e conhecimentos angariados na graduação. Foram comparados dois
modelos de bombas para nosso projeto com todos os resultados da análise a disposição.
Há a possibilidade para um futuro trabalho a análise de um fornecedor extra,
Halliburton, para maior abrangência de possibilidades, já que neste trabalho foram
consideradas duas opções que são de preferência histórica da operadora.
Conclui-se que o objetivo foi alcançado com a seleção da bomba centrífuga para
elevação artificial em poço offshore. A bomba escolhida é capaz de elevar o fluído viscoso
até a plataforma, com a vazão escolhida, nas condições do poço.
A escolha entre os dois fabricantes analisados, pela fabricante Schlumberger, foi
feita pela melhor performance e menor investimento para operação da bomba. Sendo mais
adaptada no objetivo do projeto da operadora, considerando que o gasto de energia
elétrica não é marginal. Outro ponto que foi considerado foi a proximidade do BEP, que
leva a um melhor funcionamento, menor tempo de downtime e assim mais produção
garantida.
Como o caso foi levado de maneira conservadora, pode se considerar uma
possibilidade de trabalho futuro uma visão mais agressiva perante a pontos como a
transferência de calor do mar para o fluído. O Head necessário poderia ser diminuído e
consequentemente a número de bombas em série e o número de estágios diminuídos,
levando a uma necessidade de investimento menor.
O campo continua produzindo e com campanha nova de perfuração em andamento
no segundo semestre de 2019, com projetos de novos sistemas BCS para estes novos
poços, porém cada caso deve ser analisado separadamente. O caso elaborado aqui foi
somente um estudo de caso que pode ser usado de base para novos poços.
67
7. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
[1] MATTOS, E., DE FALCO, R., Bombas Industriais. 2a ed. Rio de Janeiro, RJ, Brasil:
Interciência, 1998.
[2] FOX, R., PRITCHARD, P. J., McDONALD, A. T., Introdução à Mecânica dos
Fluidos. 7a ed. Rio de Janeiro, RJ, Brasil: LTC, 2010.
[3] THOMAS, J. E., Fundamentos da Engenharia de Petróleo. 1a ed. Rio de Janeiro, RJ,
Brasil: Interciência, 2001.
[4] OLIVEIRA, P. S., Bombeio Centrífugo Submerso, Programa Alta Competência
Petrobras.
[5] WIKIPEDIA, n.d. Moody Chart. [Online], Disponível em:
https://en.wikipedia.org/wiki/Moody_chart, Acesso em 20 de setembro de 2019.
[6] BP, BP Energy Outlook, 2019 Edition, [Online] Disponível em:
https://www.bp.com/content/dam/bp/business-sites/en/global/corporate/pdfs/energy-
economics/energy-outlook/bp-energy-outlook-2019.pdf, Acesso em 15 de agosto de
2019.
[7] THE GREENEST POST, “Tesla inaugura maior estação do mundo com
supercarregadores e aposta em carros elétricos”, [Online] Disponível em:
https://thegreenestpost.com/tesla-inaugura-maior-estacao-com-supercarregadores-e-
aposta-em-carros-eletricos/, Acesso em 17 de agosto de 2019.
[8] ANP, “Mapa de Exploração e Produção de Petróleo e Gás – Bacia de Campos e
Santos (Polígono do Pré-Sal), [Online] Disponível em:
http://www.anp.gov.br/images/EXPLORACAO_E_PRODUCAO_DE_OLEO_E_GAS/
Dados_Tecnicos/BACIA_CAMPOS_SANTOS.pdf, Acesso em 17 de agosto de 2019.
[9] PETROBRAS, “5 Firsts: cinco marcos pioneiros na indústria de óleo e gás”,
[Online] Disponível em: https://medium.com/petrobras/5-firsts-cinco-marcos-pioneiros-
na-ind%C3%BAstria-de-%C3%B3leo-e-g%C3%A1s-8650e5725241, Acesso em 28 de
agosto de 2019, 2018.
68
[10] NAVEIRA, L., Simulação de Reservatórios de Petróleo Utilizando o Método de
Elementos Finitos para Recuperação de Campos Maduros e Marginais. Dissertação de
Mestrado, UFRJ, Rio de Janeiro, RJ, Brasil, 2007.
[11] WEATHERFORD, Surface Pumping Units, [Online] Disponível em:
https://www.weatherford.com/en/documents/brochure/products-and-
services/production-optimization/maximizer-surface-pumping-units/, Acesso em 14 de
setembro de 2019.
[12] HART ENERGY, “Thru-tubing Retrievable ESP, An Operator’s Driven Initiative”,
[Online] Disponível em: https://www.hartenergy.com/exclusives/thru-tubing-
retrievable-esp-operators-driven-initiative-181667, Acesso em 14 de setembro de 2019.
[13] MECÂNICA INDUSTRIAL, “Bombas centrífugas”, [Online] Disponível em:
https://www.mecanicaindustrial.com.br/49-bombas-centrifugas/, Acesso em 28 de
outubro de 2019.
[14] SIGALTEC, “Bombas lobulares especiales”, [Online] Disponível em:
https://sigaltec.es/producto/bombas-volumetricas/, Acesso em 28 de outubro de 2019.
[15] HYDRAULIC INSTITUTE, Hydraulic Institute Standarts, 13a ed. 1975.
[16] ANP, Plano de Desenvolvimento de Polvo¸ [Online] Disponível em:
http://www.anp.gov.br/images/planos_desenvolvimento/Polvo.pdf, Acesso em 10 de
outubro de 2019.
[17] PETRORIO, “Divulgação de Resultados 4T18 e 2018”, [Online] Disponível em:
https://petroriosa.com.br/, Acesso em 10 de outubro de 2019. 2019.
[18] FIBERWARE, “Tubular Services”, [Online] Disponível em:
http://www.fies.org.br/sgw/upload/2014-03-18_08-48-18_1.pdf, Acesso em 12 de
outubro de 2019.
[19] API, “Oil Gravity”, [Online] Disponível em: http://www.petroleum.co.uk/api,
Acesso em 9 de novembro de 2019.
[20] GE OIL & GAS, Electric Submersible Pump Systems Catalog, Oklahoma City, OK,
Estados Unidos, 2011.
69
[21] BAKER HUGHES, ALS ESP Pump Performance Curves, 2015.
[22] SCHLUMBERGER, Reda Electric Submersible Pump Systems Technology Catalog,
Houston, Texas, Estados Unidos, 2017.
70
ANEXOS
A. Tabelas de Comprimento Equivalente
Figura A.1 - Comprimentos equivalentes de entradas e saídas - Fonte: DE FALCO, 1998 [1]
Figura A.2 – Comprimentos equivalentes para mudanças de diâmetro – Fonte: DE FALCO [1]
71
Figura A.3 – Comprimentos equivalentes para acessórios e válvulas – Fonte: DE FALCO, 1998 [1]
Figura A.4 – Comprimentos equivalentes para curvas e joelhos – Fonte: DE FALCO, 1998 [1]
72
B. Rugosidade de Revestimento Duoline
Figura B.1 - Rugosidade do Revestimento Duoline por tipo de tubo - Fonte: Fiberware [18]
73
C. Curvas de outras bombas Baker Hughes analisadas
Figura C.1 - Curva da bomba Baker P17 Série 538 [21]
Figura C.2 - Curva da bomba Baker P23 Série 538 [21]
74
Figura C.3 - Curva da bomba Baker P37 Série 538 [21]
Figura C.4 - Curva da bomba Baker P47 Série 538 [21]
75
D. Curvas de outras bombas Schlumberger analisadas
Figura D.1 – Curva da bomba Schlumberger GN1600 [22]
76
Figura D.2 - Curva da bomba Schlumberger GN2100 [22]
77
Figura D.3 - Curva da bomba Schlumberger GN4000 [22]
78
Figura D.4 - Curva da bomba Schlumberger HN13500 [22]
79
Figura D.5 - Curva da bomba Schlumberger J7000N [22]
80
Figura D.6 - Curva da bomba Schlumberger SN2600 [22]
81
E. NPSH requerido Bomba Schlumberger
Figura E.1 – Curva de NSPH requerido da bomba Schlumberger [22]
