UNIVERSIDADEFEDERAL DORIOGRANDE DONORTE CENTRO DETECNOLOGIA
PROGRAMA DEPÓS-GRADUAÇÃO EMENGENHARIAELÉTRICA E COMPUTAÇÃO
Detecção e Classificação de Modos de Operação
do Bombeio Mecânico Via Cartas
Dinamométricas
Fábio Soares de Lima
Orientador: Prof. Dr. Luiz Affonso H. Oliveira
Tese de Doutorado Apresentada ao
Pro-grama de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica e de Computação da UFRN (Área de Concentração: Automação e Sistemas) como parte dos requisitos para obtenção do título de Doutor em Ciências.
UFRN / Biblioteca Central Zila Mamede. Catalogação da Publicação na Fonte
Lima, Fábio Soares de.
Detecção e classificação de modos de operação do bombeio mecânico via cartas dinamométricas / Fábio Soares de Lima Natal, RN, 2014.
141 f. : il.
Orientador: Prof. Dr. Luiz Affonso H. Oliveira.
Tese (Doutorado) – Universidade Federal do Rio Grande do Norte. Centro de Tecnologia. Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica e de Computação.
1. Bombeio mecânico – Tese. 2. Carta dinamométrica – Tese. 3. Descritores de contorno – Tese. 4. Descritores de Fourier – Tese. 5. PCA – Tese. I. Oliveira, Luiz Affonso H. II. Universidade Federal do Rio Grande do Norte. III. Título.
Agradecimentos
Ao meu orientador, professor Luiz Affonso, sou grato pelaorientação, sugestões e incen-tivo.
Ao meu amigo e professor Diego Silva, pelas intensas discussões sobre o assunto, pelo apoio e todo incentivo.
Aos bolsistas Thiago Porciúncula e Renata Lourena, pela ajuda no desenvolvimentos dos últimos algoritmos necessários para conclusão do trabalho.
A minha namorada Maryelly Toscano, por toda cumplicidade, paciência e companhei-rismo nos momentos mais difíceis desta jornada.
Resumo
A identificação rápida e precisa de anormalidades de fundo de poço é essencial para evitar danos e aumentar a produção na indústria do petróleo. Esta tese apresenta um estudo sobre uma nova abordagem automática para a detecção e classificação de modos de operação no sistema de Bombeio Mecânico através de carta de dinamométricas de fundo de poço. A idéia principal é o reconhecimento das condições de produção do sistema através do processamento de imagem do carta dinamométrica de fundo de poço (Descritores de Fourier) e ferramentas matemáticas estatísticas (Análise de Componentes Principais - PCA) e de similaridade (Distância Euclidiana). Para validar a proposta, são utilizados dados provenientes de sistemas de Bombeio Mecânico reais.
Abstract
The precision and the fast identification of abnormalities of bottom hole are essential to prevent damage and increase production in the oil industry. This work presents a study about a new automatic approach to the detection and the classification of operation mode in the Sucker-rod Pumping through dynamometric cards of bottom hole. The main idea is the recognition of the well production status through the image processing of the bottom’s hole dynamometric card (Boundary Descriptors) and statistics and similarity mathematics tools, like Fourier Descriptor, Principal Components Analysis (PCA) and Euclidean Dis-tance. In order to validate the proposal, the Sucker-Rod Pumping system real data are used.
Conteúdo
Sumário i
Lista de Figuras v
Lista de Tabelas ix
Lista de Códigos Fonte xi
Lista de Símbolos e Abreviaturas xiii
1 Introdução 1
1.1 O Bombeio Mecânico na Indústria de Petróleo . . . 1
1.2 Justificativa e Motivação . . . 2
1.2.1 A Análise do Bombeio Mecânico . . . 2
1.3 Objetivos . . . 4
1.4 Organização do Documento . . . 5
2 A Engenharia de Petróleo 7 2.1 A produção de Petróleo . . . 7
2.2 O ciclo de um campo de petróleo . . . 8
2.2.1 Exploração . . . 8
2.2.2 Avaliação . . . 8
2.2.3 Desenvolvimento . . . 9
2.2.4 Produção . . . 9
2.2.5 Abandono . . . 9
2.3 Métodos de Elevação de Petróleo . . . 9
2.3.1 Elevação Natural . . . 12
2.3.2 Elevação Pneumática -Gas Lift . . . 12
2.3.3 Bombeio Centrífugo Submerso (BCS) . . . 13
2.3.4 Bombeio Mecânico (BM) . . . 13
2.3.5 Bombeio por Cavidades Progressivas (BCP) . . . 15
2.4 Considerações Finais . . . 15
3 Sistema de Elevação por Bombeio Mecânico 17 3.1 Componentes do Bombeio Mecânico . . . 17
3.1.1 Bomba de Fundo ou subsuperfície . . . 17
3.1.2 Coluna de Hastes . . . 19
3.1.3 Unidade de Bombeio . . . 19
3.1.4 Outros Componentes . . . 19
3.2 Princípio de Funcionamento . . . 20
3.3 A Análise do Método . . . 21
3.3.1 Instalação do Dinamômetro ou Sensor de Carga . . . 22
3.3.2 Interpretação das Cartas Dinamométricas . . . 22
3.3.3 Cartas Dinamométricas de Fundo . . . 25
4 Análise do Modo de Operação do Bombeio Mecânico 27 4.1 Pré-processamento de formas . . . 27
4.1.1 Pré-processamento da Carta Dinamométrica . . . 29
4.2 Descritores de formas . . . 30
4.2.1 Descritores de Centróide . . . 31
4.2.2 Descritores de Curvatura . . . 32
4.2.3 Descritores K-Curvatura . . . 32
4.2.4 Descritores de Fourier . . . 34
4.2.5 Descritores de Fourier Modificados . . . 34
4.3 Interpretação do Descritor de Fourier na Carta Dinamométrica . . . 35
4.3.1 Periodicidade do espectro da Transformada de Fourier Discreta . 37 4.3.2 Descritor de Fourier de Coeficiente 0 -F0 . . . 37
4.3.3 Descritor de Fourier de Coeficiente 1 -F1 . . . 41
4.3.4 Componentes Negativas e Pares de Componentes do Descritor de Fourier . . . 41
4.4 Ferramentas Matemáticas para Cálculo de Similaridade . . . 42
4.4.1 Distância Euclidiana . . . 42
4.4.2 Distância de Mahalanobis . . . 43
4.4.3 Correlação de Pearson . . . 43
4.5 Análise de Componentes Principais . . . 44
4.5.1 Cálculo pelo Método da Covariância . . . 44
4.5.2 Propriedades das Componentes Principais . . . 46
4.5.3 Contribuição das Componentes Principais . . . 46
5 Proposta do Trabalho 49 5.1 Aquisição de Dados . . . 49
5.2 Seleção das Referências . . . 49
5.3 Geradores dos Descritores de Borda . . . 51
5.4 Análise das Componentes Principais . . . 51
5.5 Análise por Similaridade . . . 52
5.6 Classificador do Modo de Operação . . . 52
5.7 Predição para Diagnóstico de Modo de Operação . . . 52
6 Resultados 53 6.1 Geração dos Descritores de Fourier . . . 53
6.1.1 Reconstrução da Carta Original . . . 54
CONTEÚDO iii
6.1.3 Reconstrução da Carta com 30 Componentes . . . 57
6.1.4 Reconstrução da Carta com 20 Componentes . . . 58
6.1.5 Reconstrução da Carta com 10 Componentes . . . 59
6.2 Comparação de Descritores de Bordas . . . 60
6.2.1 Resultados Gerais da Distância Euclidiana . . . 61
6.2.2 Resultados Gerais com Correlação de Pearson . . . 61
6.2.3 Teste das Características Invariantes dos Descritores . . . 61
6.2.4 Resultados Consolidados . . . 68
6.3 Análise de Componentes Principais em Descritores de Borda . . . 68
6.3.1 PCA em Descritores de Fourier . . . 69
6.4 Comparação de Descritores de Borda Utilizando PCA . . . 73
6.4.1 Resultados Gerais Utilizando Distância Euclidiana . . . 74
6.5 Considerações Finais . . . 79
7 Conclusões 81 7.1 Trabalhos Futuros . . . 82
Referências Bibliográficas 85 A Cartas Dinamométricas 87 B Resultados Gerais - Gráficos e Tabelas 89 B.1 PCA em Descritores por Centróide . . . 89
B.2 PCA em Descritores de Curvatura . . . 97
B.3 PCA em Descritores K-Curvatura . . . 104
B.4 PCA em Descritores de Fourier Modificados . . . 111
B.4.1 Descritor de Fourier Modificado - Centróide . . . 111
B.4.2 Descritor de Fourier Modificado - Descritor de Curvatura . . . 111
B.4.3 Descritor de Fourier Modificado - K-Curvatura . . . 111
B.4.4 Descritor de Fourier Modificado - Centróide e K-Curvatura . . . . 111
B.5 Comparação de Ferramentas de Similaridade . . . 120
B.5.1 Resultados Gerais Utilizando Distância de Mahalanobis . . . 120
B.5.2 Resultados Gerais Utilizando Correlação de Pearson . . . 125
C Diagnóstico de Falhas em Sistemas Dinâmicos 131 C.1 Engenharia de Manutenção . . . 131
C.1.1 Histórico sobre Manutenção . . . 131
C.1.2 Programação da Manutenção . . . 133
C.1.3 Manutenção Corretiva . . . 133
C.1.4 Manutenção Preventiva . . . 133
C.1.5 Manutenção Preditiva . . . 134
C.1.6 Manutenção Proativa . . . 134
C.1.7 Manutenção Detectiva . . . 135
C.2 Métodos de Diagnóstico Automático de Falhas . . . 135
C.2.2 MBFD -Model-Based Fault Detection. . . 137
C.2.3 KBFD -Knowledge-Based Fault Detection . . . 138
C.3 Técnicas Preditivas de Falhas utilizadas pela Indústria . . . 139
C.3.1 Baseada em Monitoração de Vibração . . . 139
C.3.2 Baseada em Monitoração de Temperatura . . . 140
C.3.3 Baseada em Inspeção Visual . . . 140
Lista de Figuras
2.1 Distribuição de Poços Produtores no Mundo Fonte:[EuALF 2006] . . . . 10
2.2 Utilização da Elevação Artificial no Mundo Fonte:[EuALF 2006] . . . 11
2.3 Produção Brasileira por Método de Elevação Fonte:[Petrobras 2014] . . . 11
2.4 Utilização dos Métodos de Elevação nos Estados Unidos Fonte:[Oil 2014] 14 2.5 Utilização dos Métodos de Elevação no Brasil Fonte:[Petrobras 2014] . . 14
3.1 Unidade de Bombeio Mecânico . . . 18
3.2 Funcionamento da Bomba de Fundo . . . 20
3.3 Instalação do Dinamômetro . . . 22
3.4 Modelo de Carta Dinamométrica Fonte: [Takács 2003] . . . 23
3.5 Carta Dinamométrica de Superfície Fonte: [Takács 2003] . . . 24
4.1 Apresentação da Amostragem dos Pontos nas Cartas Dinamométricas . . 30
4.2 Exemplo de Descritor de Centróide para uma Carta com Pancada de Fluido 31 4.3 Exemplo de Descritor de Curvatura para uma Carta com Pancada de Fluido 32 4.4 Exemplo de Descritor de K-Curvatura para uma Carta com Pancada de Fluido . . . 33
4.5 Exemplo de Carta Dinamométrica utilizado para análise das componentes dos Descritores de Fourier . . . 36
4.6 Contribuição das componentes do Descritor de Fourier isoladamente . . . 37
4.7 Contribuição dos pares de componentes do Descritor de Fourier . . . 38
4.8 Contribuição dos pares de componentes do Descritor de Fourier . . . 39
4.9 Periodicidade do Espectro da Transformada de Fourier . . . 40
4.10 Comparação dos pares de componentes do Descritor de Fourier . . . 42
5.1 Etapas do Modelo Proposto . . . 50
5.2 Exemplo Real de uma Carta Dinamométrica de Fundo do Sistema de BM 50 5.3 Exemplo do Descritor de Fourier da Carta Dinamométrica da Figura 5.2 . 51 6.1 Exemplo de reconstrução a partir de Descritores de Fourier para uma Carta com Pancada de Fluido . . . 54
6.2 Exemplos de reconstrução a partir de Descritores de Fourier . . . 55
6.3 Comparação da Carta Original e de sua reconstrução . . . 55
6.4 Distribuição dos descritores de Fourier da Carta Original . . . 56
6.5 Comparação da Carta Original e da Reconstrução com 50 Componentes Nulas . . . 56
6.6 Comparação da Distribuição dos descritores de Fourier da Carta Original e da Reconstruída com 50 Componentes Nulas . . . 57 6.7 Comparação da Carta Original e da reconstrução com 30 Componentes . 57 6.8 Comparação da Distribuição dos Descritores de Fourier da Carta Original
e da Reconstruída com 30 Componentes . . . 58 6.9 Comparação da Carta Original e da Reconstrução com 20 Componentes . 59 6.10 Comparação da Distribuição dos descritores de Fourier da Carta Original
e da Reconstruída com 20 Componentes . . . 60 6.11 Comparação da Carta Original e da reconstrução com 10 Componentes . 60 6.12 Comparação da Distribuição dos descritores de Fourier da Carta Original
e da Reconstruída com 10 Componentes . . . 61 6.13 Distância Euclidiana - Resultados das Cartas com Vazamento na Válvula
de Pé . . . 62 6.14 Distância Euclidiana - Resultados das Cartas com Vazamento na Válvula
de Passeio . . . 63 6.15 Distância Euclidiana - Resultados das Cartas com Interferência de Gás . . 63 6.16 Distância Euclidiana - Resultados das Cartas com Pancada de Fluido . . . 64 6.17 Correlação de Pearson - Resultados das Cartas com Vazamento na
Vál-vula de Pé . . . 64 6.18 Correlação de Pearson - Resultados das Cartas com Vazamento na
Vál-vula de Passeio . . . 65 6.19 Correlação de Pearson - Resultados das Cartas com Interferência de Gás . 65 6.20 Correlação de Pearson - Resultados das Cartas com Pancada de Fluido . . 66 6.21 Exemplo do Teste de Invariância a Translação . . . 66 6.22 Exemplo do Teste de Invariância a Escala . . . 67 6.23 Exemplo do Teste de Invariância ao Ponto Inicial . . . 67 6.24 Examplos of Modos de Operação Distintos pela Rotação . . . 68 6.25 Distribuição de Energia nas Primeiras Componentes Principais em
Des-critores de Fourier . . . 70 6.26 Gráfico dos escores da 1a e 2a Componente do modelo PCA em
Descri-tores de Fourier . . . 71 6.27 Análise de Invariância do Modelo PCA em Descritores de Fourier
Vari-ante a Transformações . . . 72 6.28 Análise de Invariância do Modelo PCA em Descritores de Fourier
Invari-ante a Transformações . . . 72
B.1 Escores das 1ase 2asComponentes dos Modelos PCA em Centróide . . . 90 B.2 Distribuição de Energia nas Primeiras Componentes Principais em
Cen-tróide . . . 91 B.3 Análise de Invariância do Modelo PCA em Centróide para Escala . . . . 93 B.4 Análise de Invariância do Modelo PCA em Centróide para Rotação . . . . 94 B.5 Análise de Invariância do Modelo PCA em Centróide para Translação . . 95 B.6 Análise de Invariância do Modelo PCA em Centróide para Ruído . . . 96 B.7 Escores das 1ase 2asComponentes dos Modelos PCA em Descritor de
LISTA DE FIGURAS vii
B.8 Distribuição de Energia nas Primeiras Componentes Principais em Des-critor de Curvatura . . . 99 B.9 Análise de Invariância do Modelo PCA em Descritor de Curvatura para
Escala . . . 100 B.10 Análise de Invariância do Modelo PCA em Descritor de Curvatura para
Rotação . . . 101 B.11 Análise de Invariância do Modelo PCA em Descritor de Curvatura para
Translação . . . 102 B.12 Análise de Invariância do Modelo PCA em Descritor de Curvatura para
Ruído . . . 103 B.13 Escores das 1ase 2asComponentes dos Modelos PCA em K-Curvatura . 105 B.14 Distribuição de Energia nas Primeiras Componentes Principais em
K-Curvatura . . . 106 B.15 Análise de Invariância do Modelo PCA em K-Curvatura para Escala . . . 107 B.16 Análise de Invariância do Modelo PCA em K-Curvatura para Rotação . . 108 B.17 Análise de Invariância do Modelo PCA em K-Curvatura para Translação . 109 B.18 Análise de Invariância do Modelo PCA em K-Curvatura para Ruído . . . 110 B.19 Escores das 1ase 2asComponentes dos Modelos PCA em DF modificado
com Centróide . . . 112 B.20 Análise de Invariância do Modelos PCA em DF modificado com
Cen-tróide para Ruído . . . 113 B.21 Escores das 1ase 2asComponentes dos Modelos PCA em DF modificado
com Descritor de Curvatura . . . 114 B.22 Análise de Invariância do Modelo PCA em DF Modificado com Descritor
de Curvatura para Ruído . . . 115 B.23 Escores das 1ase 2asComponentes dos Modelos PCA em DF modificado
com K-Curvatura . . . 116 B.24 Análise de Invariância do Modelo PCA em DF Modificado com K-Curvatura
para Ruído . . . 117 B.25 Escores das 1ase 2asComponentes dos Modelos PCA em DF modificado
com Centróide e K-Curvatura . . . 118 B.26 Análise de Invariância do Modelo PCA em DF Modificado com Centróide
e K-Curvatura para Ruído . . . 119
Lista de Tabelas
6.1 Reconstrução da Carta Dinamométrica Original . . . 54 6.2 Reconstrução da Carta Dinamométrica com 50 Componentes Nulas . . . 56 6.3 Reconstrução da Carta Dinamométrica com 30 Componentes . . . 58 6.4 Reconstrução da Carta Dinamométrica com 20 Componentes . . . 58 6.5 Reconstrução da Carta Dinamométrica com 10 Componentes . . . 59 6.6 Testes de Invariância . . . 62 6.7 Resultados Consolidados . . . 68 6.8 Matriz de Confusão - Análise da Saída de Resultados . . . 73 6.9 Descritores de Bordas e suas Siglas . . . 75 6.10 Distância Euclidiana - Resultados da Classificação do Modo de Operação
Normal . . . 76 6.11 Distância Euclidiana - Resultados das Análises dos Modo de Operação
Normal . . . 76 6.12 Distância Euclidiana - Resultados da Classificação do Modo de Operação
Interferência de Gás . . . 76 6.13 Distância Euclidiana - Resultados das Análises dos Modo de Operação
Interferência de Gás . . . 77 6.14 Distância Euclidiana - Resultados da Classificação do Modo de Operação
Pancada de Fluido . . . 77 6.15 Distância Euclidiana - Resultados das Análises dos Modo de Operação
Pancada de Fluido . . . 77 6.16 Distância Euclidiana - Resultados da Classificação do Modo de Operação
Vazamento na Válvula de Passeio . . . 78 6.17 Distância Euclidiana - Resultados das Análises dos Modo de Operação
Vazamento na Válvula de Passeio . . . 78 6.18 Distância Euclidiana - Resultados da Classificação do Modo de Operação
Vazamento na Válvula de Pé . . . 78 6.19 Distância Euclidiana - Resultados das Análises dos Modo de Operação
Vazamento na Válvula de Pé . . . 79
A.1 Assinaturas Padrões de Cartas Dinamométricas . . . 88
B.1 Distância Mahalanobis - Resultados da Classificação do Modo de Opera-ção Normal . . . 120 B.2 Distância Mahalanobis - Resultados das Análises dos Modo de Operação
Normal . . . 121
B.3 Distância Mahalanobis - Resultados da Classificação do Modo de Opera-ção Interferência de Gás . . . 121 B.4 Distância Mahalanobis - Resultados das Análises dos Modo de Operação
Interferência de Gás . . . 121 B.5 Distância Mahalanobis - Resultados da Classificação do Modo de
Opera-ção Pancada de Fluido . . . 122 B.6 Distância Mahalanobis - Resultados das Análises dos Modo de Operação
Pancada de Fluido . . . 122 B.7 Distância Mahalanobis - Resultados da Classificação do Modo de
Opera-ção Vazamento na Válvula de Passeio . . . 123 B.8 Distância Mahalanobis - Resultados das Análises dos Modo de Operação
Vazamento na Válvula de Passeio . . . 123 B.9 Distância Mahalanobis - Resultados da Classificação do Modo de
Opera-ção Vazamento na Válvula de Pé . . . 124 B.10 Distância Mahalanobis - Resultados das Análises dos Modo de Operação
Vazamento na Válvula de Pé . . . 124 B.11 Correlação Pearson - Resultados da Classificação do Modo de Operação
Normal . . . 125 B.12 Correlação de Pearson - Resultados das Análises dos Modo de Operação
Normal . . . 125 B.13 Correlação de Pearson - Resultados da Classificação do Modo de
Opera-ção Interferência de Gás . . . 126 B.14 Correlação de Pearson - Resultados das Análises dos Modo de Operação
Interferência de Gás . . . 126 B.15 Correlação de Pearson - Resultados da Classificação do Modo de
Opera-ção Pancada de Fluido . . . 126 B.16 Correlação de Pearson - Resultados das Análises dos Modo de Operação
Pancada de Fluido . . . 127 B.17 Correlação de Pearson - Resultados da Classificação do Modo de
Opera-ção Vazamento na Válvula de Passeio . . . 127 B.18 Correlação de Pearson - Resultados das Análises dos Modo de Operação
Vazamento na Válvula de Passeio . . . 128 B.19 Correlação de Pearson - Resultados da Classificação do Modo de
Opera-ção Vazamento na Válvula de Pé . . . 128 B.20 Correlação de Pearson - Resultados das Análises dos Modo de Operação
Lista de Códigos Fonte
4.1 Algoritmo para Regularizar Amostragem em Abscissas Equidistantes . . 28 4.2 Algoritmo para Regularizar Amostragem em Pontos Equidistantes . . . . 29
Lista de Símbolos e Abreviaturas
A1 Pré-Processamento com Algoritmo 4.1
A2 Pré-Processamento com Algoritmo 4.2
AI Inteligência Artificial
API American Petroleum Institute
BCP Bombeio de Cavidade Progressiva
BCS Bombeio Centrífugo Submerso
BHJ Bombeio Hidráulico à Jato
BM Bombeio Mecânico
BPZ Bombeio Pneumático Zadson
Bo Fator de Volume de Formação
C Centróide
CA1 CentróideA1
CA2 CentróideA2
Ci Contribuição ou Energia das Componentes do PCA
D Distância Euclidiana
DC Descritor de Curvatura
DCA1 Descritor CurvaturaA1
DCA2 Descritor CurvaturaA2
DF Descritor Fourier
DF Descritor de Fourier
DFA1 Descritor FourierA1
DFA2 Descritor FourierA2
DFC Descritor Fourier Modificado - Centróide
DFCA1 Descritor Fourier Modificado - CentróideA1
DFCA2 Desc. Fourier Modificado - CentróideA2
DFCK Desc. Fourier Modificado - Centróide e K-Curvatura
DFCKA1 Desc. Fourier Modificado - Centróide e K-CurvaturaA1
DFCKA2 Desc. Fourier Modificado - Centróide e K-CurvaturaA2
DFDC Desc. Fourier Modificado - Desc. Curvatura
DFDCA1 Desc. Fourier Modificado - Desc. CurvaturaA1
DFDCA2 Desc. Fourier Modificado - Desc. CurvaturaA2
DFK Desc. Fourier Modificado - K-Curvatura
DFKA1 Desc. Fourier Modificado - K-CurvaturaA1
DFKA2 Desc. Fourier Modificado - K-CurvaturaA2
DFT Transformada Discreta de Fourier
DM Distância de Mahalanobis
Di Distância do Centróide
Dci Descritor da curvatura entre dois pontos
Dxi Distância entre dois pontos no eixo das abcissas
Dyi Distância entre dois pontos no eixo das coordenadas
Ev Eficiência Volumétrica
FluidPound Pancada de Fluido
GLC Gas LiftContínuo
GLI Gas LiftIntermitente
GasLock Interferência de Gás
IP Índice de Produtividade do Reservatório
K K-Curvatura
KA1 K-CurvaturaA1
LISTA DE SÍMBOLOS E ABREVIATURAS xv
KBFD Knowledged-Based Fault Detection
MBFD Model-Based Fault Detection
PCA Análise de Componentes Principais
PCAC PCA Centróide
PCACA1 PCA CentróideA1
PCACA2 PCA CentróideA2
PCADC PCA Desc. Curvatura
PCADCA1 PCA Desc. CurvaturaA1
PCADCA2 PCA Desc. CurvaturaA2
PCADF PCA Desc. Fourier
PCADFA1 PCA Desc. FourierA1
PCADFA2 PCA Desc. FourierA2
PCADFC PCA Desc. Fourier - Modif. Centróide
PCADFCA1 PCA Desc. Fourier - Modif. CentróideA1
PCADFCA2 PCA Desc. Fourier - Modif. CentróideA2
PCADFCK PCA Desc. Fourier - Modif. Centróide e K-Curvatura
PCADFCKA1 PCA Desc. Fourier - Modif. Centróide e K-CurvaturaA1
PCADFCKA2 PCA Desc. Fourier - Modif. Centróide e K-CurvaturaA2
PCADFDC PCA Desc. Fourier - Modif. Desc. Curvatura
PCADFDCA1 PCA Desc. Fourier - Modif. Desc. CurvaturaA1
PCADFDCA2 PCA Desc. Fourier - Modif. Desc. CurvaturaA2
PCADFK PCA Desc. Fourier - Modif. K-Curvatura
PCADFKA1 PCA Desc. Fourier - Modif. K-CurvaturaA1
PCADFKA2 PCA Desc. Fourier - Modif. K-CurvaturaA2
PCAK PCA K-Curvatura
PCAKA1 PCA K-CurvaturaA1
PCM Planejamento e Controle de Manutenção
Pw f Pressão de Fluxo no Fundo de Poço
Qb Vazão Bruta
RNA Redes Neurais Artificiais
StandigValve Válvula de Pé
TAN Índice de Neutralização
T BN Índice de Neutralização
TV Travelling valve- Válvula de Passeio
TravelingValve Válvula de Passeio
U B Unidade de Bombeio
θ Ângulo entre vetores - K-Curvatura
cov Covariância
r Coeficiente da Correlação de Pearson
xc Abcissa do centróide
Capítulo 1
Introdução
1.1
O Bombeio Mecânico na Indústria de Petróleo
Uma das etapas da produção de petróleo é o transporte dos fluidos da subsuperfície (reservatório) até a superfície. Esta etapa é conhecida como elevação de petróleo. O reservatório é uma rocha porosa em que os hidrocarbonetos estão armazenados na sub-superfície do solo. Os reservatórios estão pressurizados e quando possuem uma pressão maior do que a perda de carga necessária para elevar os hidrocarbonetos para a superfície, chama-se Elevação Natural. Porém, há momentos no ciclo de produção que a pressão existente nos reservatórios não é suficientemente grande para "explusar"estes fluidos para a superfície, necessitando, assim, da elevação artifical. Existem diversos métodos de ele-vação artificial, porém o mais conhecido e símbolo da indústria de petróleo é o Bombeio Mecânico, que basicamente utiliza a combinação de uma viga em balanço e um conjunto de hastes para bombear fluidos.
Esse método de bombeio é muito antigo e a sua primeira aplicação não é possível ser determinada. É conhecido que a civilização egípcia usou o princípio da viga em balanço para retirar água por volta de 476 aC. O sistema consistia de um tripé que suportava uma viga de madeira. Uma espécie de saco feito de pele de cabra cheio de pedras servia como um contrapeso enquanto um homem acionava o conjunto de cordas, tirando a água para um reservatório de pedra [Johnson-Fagg 1958].
No início do império Romano, os romanos utilizavam um bomba de dupla ação fun-dida em chumbo e com pistão feitos de madeira e couro. As hastes era feitas de madeiras e o bombeio se dava por meio de compressão. Dados históricos sugerem o uso deste sistema por famílias ricas e uma réplica está no Museu de Ciência de Londres [Johnson-Fagg 1958].
Após o século XVIII, muitas melhorias foram feitas no sistema de bombeamento por hastes, tornando-o de operação mais simples e econômica e sendo responsável por mais de 90% da produção de petróleo nos Estados Unidos.
O bombeio mecânico é a forma mais comum de elevação artificial de petróleo [Schirmer & Toutain 1991, Alegre, Morooka & da Rocha 1993]. Estima-se que 71% da elevação artificial de hidrocarbonetos líquidos no mundo utilize o sistema de bombeio mecânico [EuALF 2006]. No Brasil, 73,5% dos poços produtores de petróleo são equipados com o bombeio mecânico [Petrobras 2014]. Na prática, o acompanhamento do estado do sistema
de bombeio mecânico é feito através da leitura de uma carta, chamada carta dinamomé-trica. Através dessa carta é possível saber as condições de operação da bomba localizada no fundo de poço. A carta dinamométrica consiste de um gráfico que relaciona a carga e a posição da haste (variáveis de estado do sistema), refletindo as condições atuais de bom-beio [Rogers et al. 1990, Barreto et al. 1996]. Dessa forma, a carta pode assumir vários formatos durante a produção do poço, que podem representar situações de funcionamento normal ou indicar alguma irregularidade no sistema de bombeio mecânico.
Ao longo dos anos, a profundidade de bombeio e a quantidade de poços equipados com este método tem aumentado significativamente, acarretando problemas de gerencia-mento e manutenção das instalações.
1.2
Justificativa e Motivação
Devido a alta concorrência e a necessidade de cumprimento de prazos, indústrias mo-dernas e com foco no mercado exigem altos índices de disponibilidade e confiabilidade de seus equipamentos. Com este objetivo, a atividade de manutenção, nos últimos anos, passou por diversas mudanças que implicaram em uma evolução na ótica de organização e planejamento de sua execução. De acordo com Kardec & Nascif [1998], as causas diretas para esta evolução são:
• O rápido aumento da quantidade e da diversidade dos elementos físicos que
com-põem os variados equipamentos das plantas de processo que devem ser mantidos disponíveis;
• Projetos de engenharia mais complexos;
• Novos métodos para a atividade de manutenção;
• Novos enfoques sobre a organização da manutenção e suas responsabilidades.
Assim, em decorrência dessas demandas emergiu o conceito de manutenção preditiva. Devido à importância deste tema nesta tese, a seguir é apresentado um breve histórico dos paradigmas de manutenção de equipamentos na indústria.
1.2.1
A Análise do Bombeio Mecânico
A relevância do problema da análise do método de elevação conhecido como bombeio mecânico, deve-se basicamente a:
• Grande aplicação em campos terrestres, possuindo no Brasil cerca de 7000 poços equipados com este método [Petrobras 2014];
• Os responsáveis pelos poços terrestres necessitam compartilhar sua atenção a uma grande quantidade de equipamentos, em torno de 100 a 150 poços;
• Possuir um sistema de avaliação do método, carta dinamométrica, que é utilizado
para acompanhamento do sistema durante um longo período de tempo.
1.2. JUSTIFICATIVA E MOTIVAÇÃO 3
classificação de modos de operação, visando melhor auxiliar os responsáveis pelo acom-panhamento destes equipamentos.
Na área de detecção de modos de operação em bombeio mecânico por análise de car-tas dinamométrocas, muitos trabalhos já foram desenvolvidos baseados em técnicas de reconhecimento de padrões utilizando sistemas de redes neurais ou sistemas especialis-tas [Alegre, A & Morooka 1993, Alegre, Morooka & da Rocha 1993, Barreto et al. 1996, Chacln 1969, Dickinson & Jennings 1990, Nazi & Lea 1994, Rogers et al. 1990, Schirmer & Toutain 1991, Schnitman et al. 2003, Xu et al. 2006]. Porém, em todos, as técnicas de-senvolvidas dão ênfase na detecção à falha, fato este que auxilia o engenheiro responsável pelos poços, mas não fornece meios necessários para elaborar um plano de manutenção adequado para suas instalações, bem como, alocação de recursos necessários, como as sondas de produção.
Durante muito tempo o diagnóstico do Bombeio Mecânico foi realizado utilizando-se o resultado do teste de produção e a carta dinamomêtrica de superfície, a qual mostra-se, qualitativamente, deformada devido aos ruídos incorporados durante a propagação das ondas de pressão através da coluna de hastes, originadas no pistão da bomba de fundo. A utilização da carta dinamométrica de fundo veio eliminar esta imperfeição, pois com ela conhecemos a resposta do sistema. Com isto, possuem-se dados que ao acompanhar sua forma através de um mecanismo inteligente, pode-se predizer alguns problemas deste método.
O processo de classificação de situações de funcionamento anormal do sistema de bombeio mecânico se transforma, nesse caso, em um problema de interpretação de in-formações visuais [Dickinson & Jennings 1990]. Em todo caso, esta abordagem pode ser influenciada por vários fatores como o próprio comportamento complexo do sistema, diversidade de formas de cartas dinamométricas, além do conhecimento e experiência do engenheiro responsável pelo poço.
Com a elevada quantidade de poços equipados com bombeio mecânico muitas vezes sob a responsabilidade de um único engenheiro de produção, o processo tradicional de interpretação das cartas dinamométricas se torna inviável em um prazo aceitável sobre as condições de fundo de poço. A precisão e eficiência na detecção de problemas no fundo do poço é essencial para a diminuição do risco e o aumento na produção na indústria do petróleo.
Como o diagnóstico do modo de operação no sistema de bombeio mecânico é um processo de reconhecimento de referências de cartas dinamométricas, vários trabalhos usando redes neurais artificiais em reconhecimento e classificação têm sido propostos para melhorar a precisão e eficiência de sistemas de detecção e diagnóstico de modos de operação em sistemas de bombeio mecânico [Nazi & Lea 1994].
Trabalhos Correlacionados
Na literatura há muitos trabalhos que utilizam as cartas dinamométricas como meio de análise do bombeio mecânico. Porém, a grande maioria se utiliza de redes neurais sem se preocupar com o tratamento da informação (carta dinamométrica), ou seja, os dados são apresentados diretamente a rede neural ser haver a extração das principais característi-cas. Em meados de 2006, o trabalho intituladoApplication of self-organizing competitive
neural network in fault diagnosis of suck rod pumping system apresentado por Xu et al.
apresentou um trabalho em que utiliza redes neurais competitivas e compara com redes neuras clássicas. Pode-se notar que a quantidade de neurônios utilizados é muito grande, apesar de mostrar que as redes neurais competitivas apresentaram uma evolução em rela-ção a redes neurais clássicas.
Porém, houve outros trabalhos muito interessantes que utilizaram a extração de ca-racterísticas. Pode-se destacar o trabalho de Abello et al., intitulado de A Hierarchy of
Pattern Recognition Algorithms for the Diagnosis of Sucker Rod Pumped Wells, em que
utiliza a extração de características geométricas da carta dinamométrica para realizar a classificação do modo de operação. Outro trabalho neste sentido foi realizado em 1993 por Alegre, Morooka & da Rocha intitulado deIntelligent diagnosis of rod pumping
pro-blems. Neste trabalho, utiliza-se redes neuro-fuzzy para extração de pontos considerados
importantes que preservam o contorno da carta dinamométrica, entretanto há uma perda considerável no formato da carta, utilizando uma quantidade de pontos razoável.
Por fim e mais atual, pode-se destacar o trabalhoResearch on Feature Extraction of
Indicator Card Data for Sucker-Rod Pump Working Condition Diagnosis, realizado por
Yu et al., apresentou uma comparação dos descritores de Fourier com outros descritores de borda e mostrou que o custo computacional quando utiliza-se os descritores de Fourier é muito inferior aos outros.
1.3
Objetivos
Esta tese visa contribuir com a área de manutenção preditiva através do desenvol-vimento de técnicas computacionais inteligentes [Russell 2003] baseadas em processa-mento digital de sinais, que mostram-se capazes de evitar os danos em um determinado equipamento ou processo industrial de forma preditiva.
Em termos científicos, o principal objetivo da tese é propor e analisar o desempenho de técnicas de reconhecimento padrões não-paramétricas no contexto de detecção, clas-sificação e previsão de modos de operação, utilizando descritores de forma e ferramentas estatísticas.
Em termos tecnológicos, o objetivo desse trabalho é contribuir para a área de detec-ção, classificação e previsão automática de modos de operação em sistemas dinâmicos, através da proposta de uma nova abordagem de similaridade visual de assinaturas que representam condições de operação. Esta, por sua vez, trará benefícios que podem vir a complementar as ferramentas que hoje atuam nos parques industriais.
1.4. ORGANIZAÇÃO DO DOCUMENTO 5
• Um modelo de descrição baseado no conhecimento através de assinaturas do
sis-tema (cartas dinamométricas);
• Reconhecimento estatístico de modos de operação através de similaridade.
A abordagem proposta após a aquisição da assinatura do sistema, necessita de uma descrição precisa dos formatos das cartas dinamométricas típicas para cada modo de ope-ração. A proposta é descrever de uma forma simples e precisa as cartas dinamométricas e, posteriormente, classificar os modos de operação. Esta tese apresenta a análise de vá-rios tipos de descritores de contorno aplicados na descrição das cartas dinamométricas, como: Descritor de Centróide, Descritor de Curvatura, Descritor K-Curvatura e Descritor de Fourier. Os descritores de Fourier são, provavelmente, o melhor descritor de formas baseado nas bordas da Carta Dinamométrica. Foi provado que essa ferramenta supera a maioria das outras que se baseiam em bordas em termos de precisão e eficiência [Kunttu & Visa 2005].
Porém, os decritores geram uma quantidade significativa de componentes para se-rem analisadas. Com a finalidade de reduzir a dimensão destes componentes, tornar o processo de cálculo de similaridade realizado pelas ferramentas de distâncias (Distância Euclidiana, Distância de Mahalanobis e Correlação de Pearson) e simplificar a detecção e classifiçãos dos modos de operação das cartas, é utilizado o método de Análise Principal de Componentes.
Desta forma, espera-se as principais contribuições nesta tese:
• Proposta de metodologia para detecção, classificação e, até mesmo, uma predição dos modos de operação baseados em cartas dinamométricas;
• Possibilidade de detectar e classificar a ocorrência de diversos tipos de modos de operação do sistema de Bombeio Mecânico;
• Análise de desempenho de diversos tipos de descritores de forma e ferramentas
matemáticas para cálculo de similaridade aplicados à análise de cartas dinamomé-tricas;
• Validação da metodologia proposta em dados reais de campo;
• Compressão de dados utilizando Descritores de Fourier, reduzindo a quantidade necessária de pontos para reconstrução da carta dinamométrica;
• Redução da dimensão da carta dinamométrica utilizando Análise de Componentes
Principais;
• Apresentação de Descritores de Fourier modificados, utilizando descritores mais
comuns na literatura como Centróide, Descritor de Curvatura e K-Curvatura.
1.4
Organização do Documento
Capítulo 2
A Engenharia de Petróleo
A Engenharia de Petróleo é a área da engenharia que trata da exploração, produção e comercialização de hidrocarbonetos, sendo eles líquido (petróleo) ou gasoso. Normal-mente, esta é dividida em quatro áreas básicas:
• Reservatórios;
• Perfuração e completação de poços;
• Elevação e escoamento;
• Operação da produção.
A área de reservatórios é responsável pela avaliação das formações (reservatório em subsuperfície), determinação dos volumes e estimativa das acumulações de hidrocarbo-netos, definição das estratégias de explotação dos campos de produção e projeção das curvas de produção ao longo do tempo. Na área de perfuração e completação de poços, como o próprio nome diz, a perfuração dos poços produtores e injetores é projetada e gerenciada e, posteriormente, equipa-se de acordo com o método de produção projetado. Já a área de elevação e escoamento é responsável pela retirada dos fluidos do fundo do poço e trazê-los até as facilidades de produção na superfície. A operação da produção tem o foco no gerenciamento das facilidades de produção na superfície, nas plataformas e no leito marinho.
2.1
A produção de Petróleo
O petróleo é um recurso natural abundante, porém sua prospecção envolve elevados custos e complexidade de estudos. Atualmente trata-se da principal fonte energética, mas também é muito utilizado como base para fabricação de variados produtos, os quais destacam-se benzinas, óleo diesel, gasolina, alcatrão, polímeros plásticos e medicamen-tos. Historicamente, no cenário mundial suas reservas envolveram guerras e, economica-mente, é a principal renda de países, principalmente no Oriente Médio.
A hipótese da origem mais provável, e de aceitação para a maioria dos geólogos e ge-oquímicos, é que ele se forme a partir de substâncias orgânicas procedentes da superfície terrestre (detritos orgânicos). Com as atividades geológicas na crosta terreste, o aumento da temperatura nas moléculas do querogênio provocariam as quebras químicas, gerando
compostos orgânicos líquidos e gasosos, processo conhecido como catagênese. Este pro-cesso ocorre na rocha geradora. Em seguida, acontece a migração dos hidrocarbonetos para camadas de rochas adjacentes e porosas, sendo aprisionadas ao encontrar uma rocha selante e com estrutura geológica que detenha seu caminho. Neste ponto começa-se a ocorrer a acumulação na formação conhecida como rocha reservatório.
2.2
O ciclo de um campo de petróleo
Pode-se definir 5 fases para o ciclo de um campo de pertróleo. São eles:
• Exploração; • Avaliação; • Desenvolvimento; • Produção; • Abondono.
2.2.1
Exploração
É cada vez mais consensual que as descobertas de extensos reservatórios de petróleo já aconteceram, e que no futuro as descobertas tenderão a ser menores e mais complexas, aproveitando por exemplo os casos do mar do norte e das águas rasas do golfo do México. De qualquer modo, o desenvolvimento de novas técnicas de exploração ajudou a melhorar a eficiência desta atividade e apesar dos objetivos a explorar serem cada vez menores, agora, os poços de exploração e avaliação podem ser efetuados com uma maior taxa de sucesso. Assim, a atividade exploração continua a ter um elevado risco. Mesmo que as condições geológicas prevejam a existência de hidrocarbonetos, as condições fiscais e políticas do país anfitrião também terão que ser favoráveis para que o projeto seja bem sucedido.
Tradicionalmente os investimentos em produção são realizados muitos anos antes da primeira produção, pelo que é essencial haver pelo menos um cenário que a produção prevista justifique o investimento realizado. Na fase de exploração, passam-se por vezes vários anos até o primeiro poço de exploração ser perfurado. Durante esse período é estu-dada a história geológica da área e a probabilidade de ocorrência de hidrocarbonetos. A preparação de um programa de trabalhos e estudos magnéticos, gravimétricos e sísmicos são efetuados.
2.2.2
Avaliação
Na fase de avaliação, estuda-se de uma forma mais concisa as descobertas de hidrocar-bonetos realizadas na fase de exploração, com o objetivo de avaliar todo o seu potencial, uma vez que os dados recolhidos até então não conseguem dar informação exata sobre o tamanho, forma e comercialidade do reservatório.
2.3. MÉTODOS DE ELEVAÇÃO DE PETRÓLEO 9
adicionais, mas sim confirmar os que já foram encontrados após agregar a informação necessária para a estimativa inicial de reservas.
2.2.3
Desenvolvimento
Com base nos resultados dos estudos de viabilidade, um plano de desenvolvimento conceitual do campo pode ser formalizado e executado, passando à fase de desenvolvi-mento de um projeto de Exploração e Produção.
O principal objetivo do projeto é definir as instalações de superfície e sub-superfície e os princípios operacionais e de manutenção necessários para suportar uma proposta para o investimento que será necessário no futuro. Nesta fase é realizada a especificação de-talhada dos equipamentos, a compra dos materiais necessários, a fabricação e instalações das unidades de produção e a perfuração e completação dos poços.
2.2.4
Produção
A fase de produção começa quando os fluidos saem dos poços e escoam nas linhas de produção. Tipicamente a fase de produção tem três fases distintas:
1. Fase debuild-up, com o início de produção dos primeiros poços;
2. Fase de plateau, mesmo que ainda alguns novos poços sejam iniciados, os mais
antigos poderão começar a diminuir. Nesta fase as instalações de produção estão a funcionar em plena capacidade, com uma taxa de produção constante;
3. Fase de declínio, usualmente a fase mais longa, durante a qual todos os poços en-trarão em declínio da produção.
2.2.5
Abandono
Quando um campo entra no período econômico negativo, inicia-se a fase de aban-dono. Neste momento, há a necessidade de bloquear a comunicação do reservatório com a superfície. Quando o ocorre o abandono definitivo, o poço é cimentado (arrasamento). Quando ocorre o abandono provisório, é colocado um equipamento removível, bloque-ando o caminho do poço.
2.3
Métodos de Elevação de Petróleo
De acordo com [EuALF 2006], existiam 900.000 poços em produção no mundo em
2006. A Figura 2.1 apresenta a distribuição destes poços pelo mundo. Destes, 94% dos poços utilizam algum método de elevação artificial, ou seja, em torno de 846.000 poços
necessitam de alguma energia para poderem produzir seus fluidos.
64,3% 5,7%
15,9% 1,5%
1,2%
11,4%
AméricadoNorte AméricaCentraleSul EuropaeEuroasia OrienteMédio África ÁsiadoPacífico
Figura 2.1: Distribuição de Poços Produtores no Mundo Fonte:[EuALF 2006]
Os principais métodos de elevação artificial são Bombeio Mecânico (BM), Bombeio Centrífugo Submserso (BCS), Bombeio de Cavidade Progressiva (BCP), Elevação Pneu-mática (gas lift) e Bombeio Hidráulico à Jato (BHJ). Existem outros métodos, os quais
incluem modificações no métodos degas lift intermitente, comoPlunger Lift, Bombeio
Pneumático Zadson (BPZ), entre outros. A Figura 2.2 apresenta a distribuição de uti-lização dos métodos de elevação no mundo. Observe que o método mais utilizado é o Bombeio Mecânico.
O cenário da produção brasileira é apresentada pela Figura 2.3, observa-se que a maior fatia da produção brasileira está relacionada aos métodos de Elevação Natural e Elevação Artificial porGas LiftContínuo.
A seleção do método de elevação artificial deve ser parte do projeto global do poço. Esta etapa é de suma importância para a vida produtiva do poço, pois a escolha incorreta do método e seu dimensionamento inadequado pode levar a uma perda de produção e inúmeros problemas de continuidade operacional.
2.3. MÉTODOS DE ELEVAÇÃO DE PETRÓLEO 11
71% 10%
10%
6% 3%
BM GL BCS BCP
OutrosMétodos
Figura 2.2:Utilização da Elevação Artificial no Mundo Fonte:[EuALF 2006]
26,1%
59,8% 0,6%
0,2%
4,9%
7,8%
0,6%
SURGENTE GLC GLI Outros BM BCS BCP
2.3.1
Elevação Natural
A elevação natural,também conhecida como surgência, é em geralcaracterística dos
poços completados no início da explotação de um reservatório. Mas muitos poços já são equipados para elevação artificial logo na sua completação, e há outros que vêm "sur-gindo"desde muitos anos.
A grande característica dos poços surgentes é o seu baixo custo de produção, uma vez que os investimentos em equipamentos de poço são pequenos, não há gastos com for-necimento de energia adicional e em geral requerem menos manutenção, especialmente intervenções com sonda.
Um claro entendimento do mecanismo de surgência é necessário para se determinar quando e como um poço deve ser submetido à elevação artificial. Assim, o estudo dos poços surgentes também é alvo da Engenharia de Elevação Artificial. Os poços surgentes podem produzir de maneira contínua e estável ou de maneira intermitente e instável, sendo esta uma característica que usualmente aparece conforme o tempo passa.
2.3.2
Elevação
Pneumática -
Gas Lift
Este método de elevação pode ser basicamente dividido em dois tipos principais:Gas LiftContínuo eGas LiftIntermitente.
Gas LiftContínuo
Este tipo deGas Lifté similar à elevação natural, baseando-se na injeção contínua de
gás a alta pressão na coluna de produção com o objetivo de gaseificar o fluido nela contido a partir do ponto de injeção até a superfície.
O gás injetado na coluna de produção provoca a redução da densidade média dos fluidos, reduzindo o gradiente de pressão em seu interior. É possível, com isso, reduzir a pressão de fluxo no fundo do poço (Pw f), o que permite aumentar a vazão de líquido
produzido pelo reservatório. Uma injeção excessiva de gás, no entanto, pode anular este efeito e reduzir a eficiência do método de elevação.
Assim, há uma razão ideal entre volume de gás injetado e volume de líquido produ-zido. A vazão de injeção de gás é controlada através de um regulador de fluxo, um choke, na superfície.
De uma maneira geral, pode-se afirmar que para cada poço, a cada momento, existe uma vazão ótima de injeção de gás que resulta na melhor condição de produção. Embora um poço possa estar adequadamente dimensionado no início de sua vida produtiva, com o passar do tempo, mudanças no sistema de produção, tais como: alterações da pressão ou do índice de produtividade do reservatório (IP), da fração de água produzida, da tem-peratura ambiente, do eventual acúmulo de condensado no espaço anular, da redução no diâmetro na coluna de produção (tubbing) devido à deposição de parafina ou incrustação,
2.3. MÉTODOS DE ELEVAÇÃO DE PETRÓLEO 13
Gas LiftIntermitente
Ogas liftintermitente baseia-se no deslocamento de golfadas de fluido para a
super-fície através de uma injeção cíclica de gás a alta pressão em um determinado ponto da coluna de produção. A golfada é gerada em intervalos de tempo bem definidos e contro-lada, normalmente, na superfície por um intermitor de ciclo e uma válvula controladora. Estes equipamentos são responsáveis pelo período de injeção de gás. O objetivo deste método é análogo ao dos outros métodos bombeados, ou seja, gerar um diferencial de pressão capaz de elevar os fluidos a uma vazão desejada.
A recomendação de escolha entre o GLC e GLI está baseada na pressão estática da formação e no IP do poço. Normalmente, pressões estáticas e índices de produtividades baixos direcionam a escolha para o GLI.
2.3.3
Bombeio
Centrífugo Submerso (BCS)
O BCS é utilizado como meio de elevação artificial em poços onde a pressão do reser-vatório não é suficiente para fazer a produção chegar à plataforma ou estação coletora com a vazão desejada. Trata-se, basicamente, de uma bomba centrífuga de múltiplos estágios, acionada por um motor elétrico, sendo este conjunto motor-bomba fixado na extremidade da coluna do poço. Dessa forma, o conjunto é instalado no fundo do poço e fica sub-merso nos fluidos provenientes do reservatório. Seu funcionamento cria um incremento de pressão no fundo do poço de modo a se obter a vazão desejada na superfície.
Um sistema de BCS é formado por vários componentes arranjados logicamente na forma de um sistema em série. Geralmente, pode-se subdividir o sistema BCS de um poço submarino em dois conjuntos de equipamentos: os de subsuperfície, situados no interior do poço, e os de superfície, localizados na plataforma de produção. Esta mesma subdivisão pode ser usada para um poço terrestre, sendo que neste caso, os equipamentos de superfície se localizam na área de produção da instalação. Os equipamentos (doravante denominados componentes) de subsuperfície de um sistema BCS típico são os seguintes: motor, protetor ou selo,intake/separador, bomba,pothead, cabo elétrico e os acessórios.
2.3.4
Bombeio Mecânico (BM)
O primeiro método de elevação artificial que surgiu na indústria do petróleo foi o Bombeio Mecânico (Sucker-rod Pumping), surgindo logo após o nascimento da indústria
do petróleo. Sua importância se reflete no número de instalações existentes, que corres-pondem a 71% dos poços produtores mundiais [EuALF 2006], o que lhe dá a posição de método mais utilizado no mundo. O país com maior número de poços são os Estados Uni-dos, dados recentes apresentados por [Oil 2014] mostram que 82% dos poços produzem equipados pelo método de Bombeio Mecânico, conforme mostrado pela Figura 2.4.
No Brasil, este método responde por cerca de 4,9% da produção diária de petróleo,
equipando em torno de 73,5% dos poços produtores [Petrobras 2014]. A Figura 2.5
82% 4%
2% 10%
2%
BM BCS BHJ GasLift OutrosMétodos
Figura 2.4: Utilização dos Métodos de Elevação nos Estados Unidos Fonte:[Oil 2014]
2,0% 5,4% 5,2%
1,0%
73,5%
6,7% 6,2%
SURGENTE GLC GLI Outros BM BCS BCP
2.4. CONSIDERAÇÕES FINAIS 15
O bombeio mecânico tem sua popularidade relacionada ao baixo custo com investi-mentos e manutenção, flexibilidade de vazão e profundidade, boa eficiência energética e a possibilidade de operar com fluidos de diferentes composições e viscosidades em uma larga faixa de temperatura.
As principais vantagens do BM são: a simplicidade de operação, manutenção e projeto de novas instalações; a partir de condições normais pode ser utilizado até o fim da vida produtiva de um poço e a capacidade de bombeio pode ser modificada, em função das mudanças de comportamento do poço. Porém, a principal vantagem deste método diz respeito ao menor custo/produção ao longo da vida produtiva do poço.
2.3.5
Bombeio por Cavidades Progressivas (BCP)
O bombeio por cavidades progressivas é um método de elevação artificial em que a transferência de energia ao fluido é feita através de uma bomba de cavidades progressivas. A bomba de cavidades progressivas foi concebida no final da década de 1920 por René Moineau, a qual consiste de um rotor no formato de uma hélice simples externa que, quando gira dentro de um estator moldado no formato de uma hélice dupla interna, produz uma ação de bombeio [Assmann 2008]. Inicialmente foi usada para transferências de fluido em geral e, somente, a partir de 1970 se inicia a sua aplicação na indústria do petróleo, obtendo um grande sucesso nos campos de produção de fluidos com altos teores de areia.
Ainda é um método novo se comparado aos métodos mais tradicionais como o bom-beio mecânico. No entanto, é o método que tem mostrado maior capacidade de superar suas próprias limitações diante das enormes perspectivas de evolução tecnológica que apresenta.
Dentre as principais aplicações do bombeio por cavidades progressivas podemos des-tacar: a produção de petróleo pesado (<18o API) e altos teores de areia; a produção
de petróleo médios com limitações de teores deCO2 e H2S; óleos leves com limites de
concentração de aromáticos; e, áreas que exigem baixo impacto visual.
2.4
Considerações Finais
Capítulo 3
Sistema de Elevação por Bombeio
Mecânico
Historicamente, o primeiro método de elevação artificial utilizado na indústria do
pe-tróleo foi o bombeio mecânico (Sucker-rod Pumping), que surgiu logo após o nascimento
da indústria do petróleo. Sua importância se reflete no número de instalações existentes, o que lhe dá a posição de método mais utilizado no mundo. A Figura 3.1 apresenta um esquema de uma instalação de bombeio mecânico.
O bombeio mecânico tem sua popularidade relacionada ao baixo custo com investi-mentos e manutenção, flexibilidade de vazão e profundidade, boa eficiência energética e a possibilidade de operar com fluidos de diferentes composições e viscosidades em uma larga faixa de temperatura.
As principais vantagens do BM são: a simplicidade de operação, manutenção e projeto de novas instalações. A partir de condições normais pode ser utilizado até o fim da vida produtiva de um poço e a capacidade de bombeio pode ser modificada, em função das mudanças de comportamento do poço. Porém, a principal vantagem deste método diz respeito ao menor custo/produção ao longo da vida produtiva do poço.
É evidente que este método possui algumas desvantagens, pode-se destacar: a profun-didade de bombeio é limitada, principalmente pela resistência mecânica do material do conjunto de hastes; o gás presente na sucção da bomba reduz drasticamente a eficiência volumétrica do método; em poços desviados ou tortuosos, o atrito das partes de subsu-perfície pode levar a falhas mecânicas; e a unidade de bombeio requer um grande espaço, sendo pesada e intrusiva.
3.1
Componentes do Bombeio Mecânico
Nesta seção serão apresentados os principais equipamentos que compõe o sistema de Bombeio Mecânico.
3.1.1
Bomba de Fundo ou subsuperfície
A bomba de fundo é do tipo deslocamento positivo, ou seja, na teoria o fluido que entra na sucção não volta. Seu desempenho é baseado no volume de fluido deslocado.
Figura 3.1: Unidade de BombeioMecânico
Graças à eficiência volumétrica, a vazão na superfície geralmente é menor que o des-locamento volumétrico. A eficiência volumétrica sempre é menor que 100% devido a problemas, como: escorregamento do fluido através do pistão, presença de gás livre na bomba, fator de volume de formação (Bo) e desgastes mecânicos nas válvulas. Valores
entre 70% e 80% para a eficiência volumétrica são considerados normais. Pode-se definir a eficiência volumétrica (Ev) como sendo a relação entre a vazão bruta de líquido (Qb) e
o deslocamento volumétrico, menos possíveis desgastes e/ou vazamentos no sistema. Existe basicamente dois tipos de bomba, sendo que a diferença entre elas está na forma como são instaladas no poço. São elas: as bombas tubulares (tubing pump) e as bombas
insertáveis (insert pump).
Bombas Tubulares: São instaladas no poço com a coluna de produção, sendo a camisa
da bomba parte integrante da coluna de produção. O pistão e a válvula de passeio são enroscados na extremidade da coluna de hastes, já a válvula de pé pode ser descida junto com a coluna de produção ou descida com o pistão, desde que o pistão seja apropriado para tal tarefa. Este tipo de bomba apresenta uma maior capacidade de bombeio para um dado diâmetro de tubulação. A sua principal limitação está relacionada à necessidade de se manobrar toda a coluna de produção, caso haja danos na camisa da bomba.
Bombas Insertáveis: Possuem todas as suas partes conectadas junto à coluna de hastes
3.1. COMPONENTES DO BOMBEIOMECÂNICO 19
3.1.2
Coluna de Hastes
A coluna de hastes é considerada a parte vital e crítica do sistema de BM. Ela é a responsável por transmitir energia da superfície para a bomba de fundo. As hastes estão sujeitas a cargas cíclicas e trabalham em ambientes abrasivos e corrosivos. O compor-tamento das hastes tem um impacto fundamental na eficiência de elevação dos fluidos. Assim, um bom projeto de dimensionamento das hastes pode evitar grandes prejuízos.
As hastes de bombeio possuem uma composição de mais de 90% de ferro. A adição de outros elementos permite a formação de diversos tipos de aço, os quais são designados pela norma (API SPEC11B) em função de sua resistência mecânica.
3.1.3
Unidade de Bombeio
A unidade de bombeio (UB) converte o movimento de rotação do motor em movi-mento alternado requerido pela haste polida, ao mesmo tempo em que a caixa de redução reduz a velocidade de rotação do motor para velocidades de bombeio fisicamente possí-veis.
A unidade de bombeio geralmente é instalada sobre uma base de concreto ou sobre perfis de aço. A base permite o alinhamento dos componentes da unidade, principalmente, o tripé, a caixa de redução e o motor. O tripé (sampson post) pode ter três ou quatro pernas
e deve suportar grandes cargas na haste polida. O mancal de sela, logo acima do tripé, é o ponto pivô para a viga, ou seja, o movimento da viga é em torno deste eixo.
A cabeça da UB (horse head) permite através do cabresto (bridle) movimentar a haste
polida. Sua forma estrutural permite uma curvatura que realiza o movimento requerido pela bomba de fundo.
As manivelas estão localizadas nos dois lados da caixa de redução e giram a baixas velocidades, transmitindo através das bielas o movimento para a viga. A distância do eixo da manivela ao mancal da biela, ou mancal propulsor, define o curso da haste polida. Este curso pode ser modificado em função da posição de fixação da biela.
Os contrapesos (counterweights) estão fixados nas manivelas, tendo como função
ba-lancear a unidade de bombeio, minimizando-se esforços no motor. No curso ascendente o motor é bastante solicitado para elevar os fluidos acima do pistão. Já no curso descen-dente, a força da gravidade é responsável pelo movimento das hastes. Assim, o motor funcionaria de forma cíclica, o que prejudica sua vida útil. A fim de minimizar este tipo de problema são utilizados os contrapesos na manivela ou na viga.
3.1.4
Outros Componentes
Conforme apresentado na Figura 3.1, há outros componentes de menor tamanho mais que possuem sua importância no funcionamento do método. São eles:
Linha de Produção É o tubo responsável por escoar a produção do poço até uma estação
Figura 3.2: Funcionamento da Bomba de Fundo
Stuffing-Box Este é o selo mecânico entre o meio externo e o interno do poço. Sua
fun-ção é realizar a vedafun-ção na haste polida, não permitindo que os fluidos produzidos venham contaminar a locação do poço;
Motor É o responsável pelo acionamento da Unidade de Bombeio. Este é conectado
ao redutor através de correias e transforma a energia elétrica em energia mecânica rotacional;
RTU Remote Transmitter Unit é a unidade de transmissão de dados. É uma célula
ele-trônica que permite a automação das informações para a análise de desempenho do método.
3.2
Princípio de Funcionamento
As bombas de subsuperfície utilizadas no Bombeio Mecânico possuem o princípio alternativo (deslocamento positivo )e são do tipo camisa, pistão e válvulas. As partes básicas são a camisa, o pistão e duas válvulas sede/esfera. A válvula fixada à camisa de trabalho atua como uma válvula de sucção e é chamada de válvula de pé. A outra válvula, contida no pistão, age como uma válvula de descarga e é chamada válvula de passeio. Es-tas válvulas funcionam como válvulas de retenção e a sua abertura e fechamento, durante o movimento alternativo do pistão proporciona um meio para deslocar os fluidos do poço à superfície.
3.3. A ANÁLISE DO MÉTODO 21
Para simplificar a descrição, assumi-se que o bombeio é de um fluidoincompressível, ou seja, o bombeio de líquido, por exemplo a água. No início do movimento ascendente, depois que o pistão atinge a sua posição mais baixa, a válvula de passeio fecha devido à elevada pressão hidrostática no tubo de cima desta. O líquido contido no tubo acima da válvula de passeio é elevado para a superfície durante o movimento ascendente do pistão. Ao mesmo tempo, a pressão cai no espaço entre as válvulas de pé e de passeio gerado pelo movimento. Isto faz com que a válvula de pé abra. A pressão da formação faz com que o fluido escoe do reservatório para dentro da camisa da bomba através da válvula de pé aberta. A elevação da coluna de líquido acima do pistão e o enchimento da camisa abaixo da válvula de pé ocorre até o final do movimento ascendente. É importante notar que durante todo o movimento ascendente, o peso da coluna de líquido que está dentro do tubo de produção é transportado pelo pistão e a coluna de hastes. A força de elevação provoca o alongamento da coluna de hastes devido à sua elasticidade.
Após o pistão atingir o topo do curso ascendente, a coluna de haste inicia o curso descendente. Imediatamente, ao iniciar o curso descendente, a válvula de passeio abre e a válvula de pé fecha. Esta movimentação das válvulas é devido à incompressibilidade do fluido contido na bomba. Quando a válvula de passeio abre, todo o peso do fluido é transferido para a válvula de pé, fazendo, agora, com que a coluna de produção alongue. Durante o curso descendente, o pistão realiza o movimento de descida com a válvula de passeio aberta dentro da camisa cheia de fluido da formação. No fim do curso descen-dente, a direção do movimento da coluna de hastes é invertida, todo o peso do fluido é novamente transferido para o pistão, fazendo com que ocorra o alongamento da coluna de hastes e contraindo ao estado original o tubo de produção. A partir deste momento, é iniciado um novo ciclo de bombeio.
3.3
A Análise do Método
Uma das principais ferramentas de análise e avaliação das condições e do desempenho do sistema de bombeio mecânico é a carta dinamométrica. Uma carta dinamométrica é um gráfico que representa os efeitos gerados pela carga atuante na bomba de fundo e conjunto de hastes, durante um ciclo de bombeio. A abscissa deste gráfico representa a posição da haste polida e a coordenada representa a força aplicada no sistema.
Para registrar as cargas esta carta dinamométrica é utilizado um equipamento conhe-cido como dinamômetro. Estas cargas podem ser medidas tanto na superfície com um dinamômetro na mesa da cabresto da Unidade de Bombeio ou com um dispositivo espe-cial de medição de força no fundo do poço, na profundidade da bomba. Em ambos os casos, as cargas do conjunto de hastes são registradas contra o seu próprio deslocamento ou contra o ciclo de bombeio. Uma vez que a variação de cargas do conjunto de hastes é um resultado de todas as forças que atuam ao longo deste conjunto e reflete o funcio-namento da bomba fundo, uma avaliação dessas cargas revela informações valiosas sobre as condições do poço. Assim, as condições e o desempenho do conjunto de hastes e da bomba de fundo são analisados pelo registro realizado pelo dinamômetro.
A avaliação das cartas dinamométricas sustentam a base para a realização das seguintes tarefas [Takács 2003]:
• Detecção e prevenção de falhas em equipamentos;
• Melhoria na seleção e aplicação de equipamentos de bombeio; • Aumento da produção;
• Redução de custos operacionais.
3.3.1
Instalação do Dinamômetro ou Sensor de Carga
Os dinamômetros e sensores de cargas mais comuns utilizam um anel de aço como seu dispositivo de medição de carga que ao ser colocado entre a mesa do cabresto e o grampo de fixação da haste polida (clamps)transfere a força da haste polida. A deflexão
deste anel é diretamente proporcional à força aplicada, que é registrada (após amplifi-cação mecânica ou eletrônica) em papel ligado a um tambor rotativo ou enviada a um controlador de campo. O registro resultante é um traço de carga da haste polida contra o seu deslocamento.
Os sensores de carga são, normalmente, instalados entre os grampos de fixaçãoclamps
e a mesa do cabresto, conforme apresentado na Figura 3.3.
Figura 3.3: Instalação do Dinamômetro
3.3.2
Interpretação das Cartas Dinamométricas
Como comentado, a avaliação das condições e do desempenho do método é realizada pela carta dinamométrica. Desta forma, a interpretação correta das cartas dinamométri-cas é de suma importância, pois revela uma grande quantidade de informações sobre o funcionamento do sistema de bombeio por completo, hastes e bomba de fundo.
3.3. A ANÁLISE DO MÉTODO 23
• Determinação das cargas que atuam na unidade de bombeio e na hastepolida; • Determinação da potência requerida para a unidade de bombeio;
• Ajuste do contrabalanço da unidade de bombeio;
• Verificação das condições de bombeio da bomba e válvulas; • Detecção de condições de falha.
Para entender melhor as características das formas apresentadas pelas cartas dinamo-métricas em diversos condições de bombeio, suponha um conjunto de hastes rígido e inelástico com uma velocidade de bombeio suficientemente baixa de forma a eliminar forças dinâmicas, um bombeio de um fluido incompressível e negligenciando todas as perdas de energia ao longo da conjunto de hastes. Com esta suposição, a carta dinamo-métrica, ou seja, a variação de carga haste polida pela posição desta, é representada pela paralelogramo 1−2−3−4 mostrado na Figura 3.4 [Takács 2003]. No ponto 1, o movi-mento ascendente é iniciado e a válvula de passeio fecha imediatamente. Neste momovi-mento, a carga da haste polida é igual ao peso do conjunto de hastes imerso no fluido do poço. Quase que instantaneamente, a carga aumenta, atingindo o ponto 2, em que a carga de fluido é transferida da válvula de pé para a válvula de passeio.
Figura 3.4: Modelo de Carta Dinamométrica Fonte: [Takács 2003]
O movimento ascendente do pistão e da haste polida continua até que o ponto 3 ser atingido. Durante este intervalo de tempo, a carga na haste polida é mantida constante, pois a coluna de fluido e o conjunto de hastes não perdem massa. No ponto 3, o final do curso ascendente é atingido e o movimento descendente é iniciado, de forma que a abertura da válvula de passeio ocorre imediatamente e a carga sobre o pistão é transferida para a válvula de pé. Neste instante a carga da haste polida cai subitamente ao ponto 4. Durante o intervalo de tempo representado entre as posições 4−1, a carga na haste polida se mantém constante até que o curso descendente atinja seu final no ponto 1 e um novo ciclo se começa.
A forma da carta dada pela sequência 1−2′−3−4′ na Figura 3.4, ocorre quando
a carga da haste polida aumenta gradualmente até atingir seu valor máximo no ponto 2′
