AVM FACULDADE INTEGRADA
TÉCNICAS DE ELEVAÇÃO APLICADAS NA
EXPLORAÇÃO DO PETRÓLEO
Por: LUCIANO GARCIA DE LIMA
Orientador
JORGE TADEU VIEIRA LOURENÇO
RIO DE JANEIRO 2013
AVM FACULDADE INTEGRADA
TÉCNICAS DE ELEVAÇÃO APLICADAS NA
EXPLORAÇÃO DO PETRÓLEO
INTRODUÇÃO ... 7 1. CAPÍTULO I - PETRÓLEO ... 8 2.1. Origem ... 8 2.2. Composição ... 8 2.3. Prospecção ... 10 2.4. Perfuração ... 11 2.5. Completação ... 14
2. CAPÍTULO II - TÉCNICAS DE ELEVAÇÃO ... 16
3.1. Elevação Natural ... 16
3.2. Elevação Artificial ... 19
3.2.1. Gás-Lift ... 20
3.2.2. Bombeio Centrífugo Submerso ... 22
3.2.3. Bombeio Mecânico Com Hastes ... 27
3. DISCUSSÃO E RESULTADOS ... 33
4. CONSIDERAÇÕES FINAIS ... 37
INTRODUÇÃO
Na extração do petróleo da jazida, quando não se tem uma pressão suficiente para bombear o petróleo para a superfície, qual a técnica mais apropriada a ser utilizada. Alguns poços de petróleo no Brasil para produzirem passam por etapas que vai desde a descoberta da jazida até o refino do óleo bruto. Uma destas etapas trata-se de processo de elevação, portanto, a retirada do óleo da jazida até chegar à superfície.
No processo de exploração do petróleo, a extração do óleo da jazida é feita por meio de técnicas de elevação. Estas podem ser natural ou artificial. Quando o reservatório não tem pressão satisfatória para alçar estes fluidos até a superfície, usam-se as técnicas de elevação artificial. Estas técnicas de elevação também são aplicadas no término da vida produtiva por nascente ou quando a vazão dos poços está bem abaixo do que poderiam produzir.
O estudo será limitado à extração do petróleo em jazidas no Rio Grande do Norte, podendo ser natural ou artificial.
1. CAPÍTULO I - PETRÓLEO
2.1. Origem
De acordo com Thomas (2004, p. 15) “o petróleo tem origem a partir da matéria orgânica depositada junto com os sedimentos”.
Já para Gauto (2011, p. 03):
Segundo os geólogos, sua formação é o resultado da ação da própria natureza, que transformou em óleo e gás o material orgânico de restos de animais e de vegetais, depositados há milhões de anos no fundo de antigos mares e lagos. Com o passar do tempo, outras camadas foram se depositando sobre esses restos de animais e vegetais. A ação do calor e da pressão, causados por essas novas camadas, transformou aquela matéria orgânica em petróleo.
Conforme Amui (2010, p. 02):
Discute-se muito a origem dos hidrocarbonetos, uma vez que ela não é perfeitamente conhecida. Admitem os estudiosos que eles resultam da transformação de matéria orgânica, como plantas, animais e organismos marinhos, depositada em meios lamacentos ao longo de milhões de anos, quando outras condições favoráveis ao evento também aconteceram.
Para Cardoso (2008, p. 16):
O petróleo tem origem a partir da decomposição da matéria orgânica resultante de resto de animais e plantas juntamente com rochas sedimentares, que após longo tempo sofrendo ações bacterianas e químicas, ativadas pelo aumento de pressão e temperatura, acabam por se transformar em hidrocarbonetos.
Corrêa (2003, p. 13) explica que o “petróleo é o termo utilizado para designar ambos, o óleo e o gás natural. É um produto da decomposição de matéria orgânica armazenada em sedimentos, que migra através de aquíferos”.
2.2. Composição
aumento destas parcelas menores diminui o valor do óleo cru”.
Conforme Rosa, Carvalho e Xavier (2006, p. 01):
Petróleo (do latim petra = rocha e oleum = óleo) é o nome dado às misturas naturais de hidrocarbonetos que podem ser encontrado no estado sólido, líquido ou gasoso, a depender das condições de pressão e temperatura a que estejam submetidas. o petróleo tanto pode aparecer em uma única fase como pode se apresentar em mais de uma fase em equilíbrio.
Segundo Cardoso (2008, p. 19):
Sua composição é, basicamente, uma mistura de compostos químicos orgânicos, os hidrocarbonetos. Quando essa mistura apresentar pequenas moléculas em profusão, o estado físico será gasoso; havendo um maior número de moléculas maiores, o estado físico será líquido, considerando as condições normais de temperatura e pressão.
Embora a composição do petróleo seja essencialmente de hidrocarbonetos, portanto, hidrogênio e carbono, existem outros componentes em menor percentagem, como o nitrogênio, o enxofre, o oxigênio, metais e sais. Estes componentes são avaliados sendo como nocivos aos produtos, equipamentos e ao meio ambiente, sendo por isto, avaliados como sendo impurezas, necessitando ser extraídos em processos de tratamento característicos.
Figura 01 - Estados físicos dos hidrocarbonetos. (Extraída de FROTA, 2003, p. 03).
Segundo Amui (2010, p. 03), “o petróleo, englobando óleo cru e condensado, é uma mistura complexa de hidrocarbonetos que pode ainda conter oxigênio, nitrogênio, enxofre, CO2 e outros gases”.
Já para Vaz, Maia e Santos (2008, p. 16):
O petróleo é definido como mistura de hidrocarbonetos que se apresentam na natureza em estado sólido, líquido ou gasoso, dependendo das condições de pressão e temperatura em que são encontrados. Quando o petróleo se apresenta no estado líquido, é denominado óleo cru ou simplesmente óleo. Este é definido como a parte líquida de uma mistura de hidrocarbonetos proveniente de um reservatório geológico.
Assim, conforme os autores mencionados logo acima, o petróleo e composto por carbono e hidrogênio (hidrocarbonetos), tendo em sua composição água, óleo, gás e impurezas.
2.3. Prospecção
geológico da bacia, para definir o ponto com melhores chances de ser perfurado”.
Para Cardoso (2008, p. 20):
Antes da perfuração de um poço, que é a etapa que exige a maior parte de investimentos no processo prospectivo, geólogos e geofísicos estudam detalhadamente os dados de diversas camadas do subsolo, [...] que indicam a condição de acumulação de petróleo e os locais mais prováveis de sua ocorrência, ou seja, não se trabalha com a certeza absoluta, mas com parâmetros bastante confiáveis quanto à existência, que posteriormente terá a relação custo/benefício avaliada para exploração.
Para Thomas (2004, p. 23):
A identificação de uma área favorável à acumulação de petróleo é realizada através de métodos geológicos e geofísicos, que atuando em conjunto, conseguem indicar o local mais propício para a perfuração. Todo programa desenvolvido durante a fase de prospecção fornece quantidade muito grande de informações técnicas, com um investimento relativamente pequeno quando comparado ao custo de perfuração de um único poço exploratório.
Segundo Amui (2010, p. 13):
Tendo em vista que o objetivo da atividade de exploração e produção de hidrocarbonetos é encontrar e produzir petróleo e gás natural, os exploracionistas, geólogos, geofísicos e outros, atuam no sentido de identificar os locais onde os poços devam ser perfurados para maior probabilidade de sucesso.
Para a constatação da existência de hidrocarbonetos em uma nova área, tudo depende de estudos enraizados dos dados geofísicos geológicos de determinada bacia sedimentar.
Para se conseguir sucesso nestas operações, precisa-se buscar por campos onde o desempenho das rochas sedimentares é mais favorável para a existência de óleo. Ao se obter certeza da existência de petróleo nestas áreas é necessário realizar a perfuração do primeiro poço que é a fase em que os custos são maiores. Logo depois é realizada a avaliação da formação, completação e elevação de seus hidrocarbonetos.
Posteriormente a fase de prospecção, onde se consegue as informações imprescindíveis para a localização do poço de petróleo, é feita a perfuração para que consiga obter a fase de produção.
De acordo com Amui (2010, p. 49), “os hidrocarbonetos chegam à superfície através de poços que são perfurados nas bacias sedimentares”. Assim, de forma técnica, a perfuração incide em um conjunto de diversas operações geológicas que compõem a porção superficial da crosta terrestre, com objetivos predeterminados, até conseguir-se o objetivo principal, que é a prospecção de hidrocarbonetos.
Conforme Corrêa (2003, p. 21):
A perfuração de um poço de petróleo, em terra ou mar (offshore), é um trabalho contínuo e que só se conclui ao ser atingida a profundidade final programada pelos estudos geológicos. A perfuração é feita utilizando-se uma estrutura metálica, torre ou mastro, de 30 a 40 metros de altura, bem como de seus equipamentos auxiliares, tais como: bombas de lama; colunas de tubos e comandos; tanques de lama, de diesel, de cimento etc.; [...].
A torre ou mastro possui o objetivo de amparar a tubulação vertical, em cuja terminação é posta uma broca, a qual irá perfurar as rochas da subsuperfície, por meio de rotação e peso sobre elas.
Conforme Gauto (2011, p. 31):
Em terra ou no mar, a perfuração de um poço é um trabalho realizado sem interrupção, que só termina quando se atinge a profundidade programada ou o objetivo proposto para perfuração: 800, 2.000, 6.000 metros etc. A perfuração em terra é feita com a sonda de perfuração, constituída de uma estrutura metálica de mais de 40 metros de altura (a torre) e de equipamentos especiais que compõem o sistema de perfuração. A torre sustenta um tubo vertical, a coluna de perfuração, cuja extremidade é colocada uma broca. Por meio de movimentos de rotação e de peso transmitidos pela coluna de perfuração à broca, as rochas são perfuradas.
Segundo Thomas (2004, p. 55):
A perfuração de um poço de petróleo é realizada através de uma sonda. Na perfuração rotativa, as rochas são perfuradas pela ação da rotação e peso aplicados a uma broca existente na extremidade de uma coluna de perfuração, a qual consiste basicamente de comandos (tubos de paredes espessas) e tubos de perfuração (tubos de paredes finas).
Os pedaços da rocha são extraídos ininterruptamente por meio de um fluido de perfuração ou lama. Ao chegar a uma determinada profundidade, a coluna de perfuração é removida do poço e uma coluna de revestimento de aço, de diâmetro inferior ao da broca, é descida até o poço. O anular entre os tubos do revestimento e as paredes do poço é cimentado com o intuito de isolar as rochas atravessadas, admitindo então o progresso da perfuração de forma segura.
De acordo com os autores Vaz, Maia e Santos (2008, p. 86):
A perfuração dos poços, até certa profundidade em função dos estudos sísmicos, é realizada por sondas de perfuração, constituídas de uma estrutura metálica (a torre) e de equipamentos rotativos especiais. A torre sustenta a coluna de perfuração, em cuja extremidade é colocada uma broca que, por meio de movimentos de rotação e de peso transmitidos pela coluna, consegue perfurar as rochas das camadas do subsolo.
Conforme os autores mencionados acima, a perfuração do poço é feita em fases, onde se emprega uma sonda com movimento giratório na qual precisa de peso para fazer a perfuração, a cada fase precisa-se remover a coluna de perfuração para que se consiga revestir o poço passando para a próxima fase, repetindo assim o processo até achar a formação de interesse.
2.5. Completação
Segundo Gauto (2011, p. 39) “é denominada completação, quando o poço é preparado para produzir”.
Conforme Thomas (2004, p. 137):
Ao terminar a perfuração de um poço, é necessário deixá-lo em condições de operar, de forma segura e econômica durante toda a vida produtiva. Ao conjunto de operações destinadas a equipar o poço para produzir óleo ou gás (ou ainda injetar fluidos no reservatório) denomina-se completação.
Para Cardoso (2008, p. 49):
Após a perfuração de um poço vem à fase de completação, que consiste numa serie de operações que têm por objetivo permitir a produção econômica e segura de hidrocarbonetos, bem como injetar fluidos no reservatório quando necessário.
Conforme Amui (2010, p. 147) “entende-se por completação de poço, o conjunto de operações de preparação do poço para controle e produção de hidrocarbonetos ou injeção de fluidos”.
[...] tem como objetivo preparar os poços para início de produção. Uma tubulação de aço, chamada coluna de revestimento, é introduzida no poço. Em torno dela é colocada uma camada de cimento para impedir a penetração de fluidos indesejáveis e o desmoronamento das paredes do poço. A operação seguinte é chamada de canhoneio, quando um equipamento especial é descido pelo interior do revestimento para causar perfurações na parede do tubo e no cimento, abrindo furos nas zonas portadoras de hidrocarbonetos e permitindo o escoamento desses fluidos para o interior do poço. Outra tubulação, de menor diâmetro (chamada coluna de produção), é introduzida no poço para levar os fluidos, sob controle de vazão, até a superfície da unidade de produção, na qual ocorre o tratamento primário desses fluidos e logo depois o envio para processamento.
De acordo com os autores mencionados acima, em seguida de se perfurar um poço, é preciso fazer a instalação de equipamentos que adequaram o trabalho de maneira segura e econômica.
2. CAPÍTULO II - TÉCNICAS DE ELEVAÇÃO
De acordo com Frota (2003) um reservatório após ele ser encontrado, sobrevém à perfuração, a completação, para logo a seguir este vir a produzir petróleo. Quando um reservatório exibe pressão regular para elevar estes fluídos até a superfície o poço é chamado de surgente e produz por elevação natural. No caso do reservatório não houver pressão regular para elevar estes fluidos até a superfície, necessita ser empregado técnicas de elevação artificial.
3.1. Elevação Natural
Segundo Frota (2003) a elevação natural dos poços de petróleo acontece comumente no começo da vida produtiva do reservatório, e os fluidos nele presentes elevam-se ate a superfície em razão da energia do reservatório. Entretanto, com o decorrer do tempo e a ampliação da produção, a pressão do reservatório diminui, sendo ela pouca para elevar os fluidos até a superfície com uma vazão econômica ou apropriada.
De tal maneira, quando se possui um reservatório com uma pressão elevada, os fluidos que estão presentes nele chegam livremente à superfície. Estes poços são chamados de surgentes e produzem por elevação natural.
Frota (2003) fala que os poços surgentes produzem com menores problemas operacionais em razão da naturalidade dos equipamentos de superfície e pela própria subsuperfície, com vazões mais extensas de líquido e com um menor custo por unidade de volume lançado, em razão destas vantagens, vem sendo realizados estudos já algumas décadas das variáveis que afetam a vazão de um poço surgente, para que se poça conservar e desenvolver esta produção de petróleo por elevação natural.
Para Thomas (2004, p. 161) os fatores que entusiasmam na produção acamada por surgência são:
produção do reservatório, dano causado à formação produtora durante a perfuração ou durante a completação do poço, aplicação de técnicas de estimulação, isolamento adequado das zonas de água e gás adjacentes à zona de óleo, características dos equipamentos utilizados no sistema de produção (coluna e linha de produção, restrições ao fluxo etc.), controle adequado de produção dos poços através de testes periódicos de produção, estudo e acompanhamento da queda de pressão do reservatório.
De acordo com Thomas (2004) a capacidade de fluxo do poço é distinguida pelo índice de produtividade (IP) determinado pela equação (Eq. 1): IP = q/Pe-Pw Equação 1.
Assim, onde é a vazão Pe é a pressão estática do reservatório e a Pw é a pressão de fluxo no fundo do poço. Quanto maior for o diferencial de pressão sobre o meio poroso, maior será a vazão de líquido que se eleva para a superfície. A vazão máxima seria conseguida se acontecesse da pressão dinâmica do fundo do poço fosse igual à zero, porém, esta hipótese é impossível em poços surgentes, pois é cogente uma pressão mínima para que o fluido da formação seja arrastado até os equipamentos de separação na superfície, conforme apresentados na figura 04.
A Eq 1 usada para determinar o índice de produtividade em função da vazão e diferencial de pressão pode ser reescrita, pois a pressão do reservatório varia vagarosamente com o decorrer do tempo, podendo, portanto, se dizer que para um determinado período de tempo e para pressões dinâmicas no fundo do poço maiores do que a pressão de saturação, considera-se o índice de saturação contínua constante (Eq. 2). Pw= Pe- q/IP Equação 2.
O índice de produtividade é avaliado sendo como constante, independente de qual seja a vazão de líquido, sendo a equação acima uma linha reta, chamada de IPR (Inflow Performance Relationship). É popular como potencial do poço o ponto onde a reta intercepta o eixo das vazões, sendo neste ponto representado a máxima vazão no caso da pressão de fluxo de fundo pudesse ser diminuída a zero.
Figura 05 - Curva de IPR – Modelo Linear. (Extraída de THOMAS, 2004, p. 59).
Este modelo linear referido não é aplicado quando as pressões no meio poroso se encontram abaixo da pressão de saturação do óleo, em razão do gás que desponta de solução, que aumenta a saturação.
Figura 06 - Curva de IPR –Modelo de Vogel. (Extraída de THOMAS, 2004, p. 60).
Segundo Thomas (2004) no caso de reservatórios que tenham pressão acima da pressão de saturação e poços com avarias, o modelo desenvolvido por Vogel não pode ser aplicado, pois têm modelos que foram desenvolvidos especificamente para estes casos, como por exemplo, o modelo de Patton e Goland no ano de 1980, e o de Standing no ano de 1970.
3.2. Elevação Artificial
Para Cardoso (2008) existem reservatórios que têm pressão relativamente baixa, nestas circunstâncias, os fluidos presentes nele não chegam à superfície, sendo preciso usar técnicas de elevação artificial. Estas técnicas de elevação também são usadas no final da vida produtiva por surgência ou quando a vazão dos poços está bastante abaixo do que poderiam produzir.
3.2.1. Gás-Lift
Thomas (2004) explica que esta técnica de elevação em razão de apresentar um custo relativamente baixo para produzir em poços profundos, é amplamente usada. Sendo favorável para poços produtores de fluidos com elevado teor de areia, ampla vazão de gás liquido, profundidade de até 2.600 metros e com uma vazão de 1 a 1.700m³/dia.
Tipos de Gás-Lift:
O contínuo e intermitente são os principais tipos de gás-lift usados nos poços de petróleo. O gás-lift contínuo incide na injeção de gás a alta pressão consecutivamente na coluna de produção, tendo como finalidade gaseificar o fluido desde o ponto de injeção até a superfície. A ampliação da quantidade de gás na coluna de produção reduz a pressão, tendo como consequência a redução da pressão de fluxo no fundo e ampliação da vazão. Na Figura 07 abaixo, nota-se a vazão de líquido em função da injeção de gás.
O gás- lift intermitente é causado por meio da injeção de gás a alta pressão, imprescindível para a condução do petróleo a base das golfadas (fluxo para a superfície de maneira variante). Esta injeção de gás é realizada por meio de tempos bem definidos e é comumente controlada na superfície por um intermitor de ciclo e uma válvula controladora.
Segundo Thomas (2004) a opção por ambos vai depender de múltiplos fatores como, por exemplo, o índice de produtividade (IP). Para o IP acima de 1,0 m³/dia/kgl/cm² é usado o gás- lift contínuo. Nos poços com índice de produtividade abaixo do GLC, é usado o gás- lift intermitente.
Sistemas de Gás-Lift:
Para Thomas (2004) o sistema de gás- lift é formado por uma fonte de gás a alta pressão distinguida como compressores, um controlador de injeção de gás na superfície denominado de choke ou motor valve, um controlador de injeção de gás de subsuperfície distinguida como válvulas de gás- lift e equipamentos para separação e armazenamento dos fluidos produzidos. Sendo eles: separadores, tanques, entre outros. Os dois tipos de gás-lift usam válvulas de orifícios dessemelhantes.
No caso do gás-lift contínuo, a válvula usada possui uma abertura relativamente pequena, pois demanda de uma injeção contínua de gás na coluna de produção, sendo a mesma medida a vazão de líquidos que vem do reservatório.
O gás-lift intermitente precisa de uma válvula de abertura veloz, para reduzir a penetração do gás na golfada de fluido, pois não há elemento de separação entre o líquido e o gás. No GLI a vazão é alta e recursiva de gás para transmitir maior velocidade ascendente à golfada.
De acordo com Thomas (2004) as válvulas de gás-lift, válvulas de descarga, são responsáveis também por promover facilmente a operação de descarga do poço (remoção do fluido suavizado entre a coluna de produção e o espaço anular) e controlar o fluxo de gás no anular para dentro da coluna de produção em profundez pré-determinada (válvulas de descarga e operadora). As válvulas de descarga e operadora podem ser usadas tanto no gás-lift contínuo como no gás-lift intermitente. Nas instalações do GLC ou GLI pode ser usados packer para vedar o espaço anular e no gás-lift intermitente pode ser usado válvula de pé com a intenção de impedir que durante a injeção de gás na coluna de produção, a pressão do gás injetado empurre de volta para o reservatório parte dos fluidos produzidos. Os tipos mais comuns de instalações de gás-lift estão representados na Figura 07.
Figura 09 - Tipos de instalações de gás-lift. (Extraída de THOMAS, 2004, p. 63).
3.2.2. Bombeio Centrífugo Submerso
disponibilidade, a crescente flexibilidade dos equipamentos e sua funcionalidade. No bombeio centrífugo submerso (BCS), a transferência de energia para o fundo do poço é feita por meio de um cabo elétrico, onde esta energia elétrica por meio de um motor de subsuperfície é decomposta em energia mecânica. Este motor está inteiramente integrado a uma bomba centrífuga que conduz a energia para o fluido por meio de pressão, subindo-o até a superfície.
Segundo Thomas (2004) o BCS há algumas décadas atrás era usado em poços que produziam com alto teor de água e com baixa razão gás-óleo. Hoje em dia estão sendo produzidos de maneira econômica pelo BCS, poços com fluidos de alta viscosidade e com altas temperaturas. Estudos estão sendo realizados para esta técnica de elevação produzir também poços com alta razão gás-líquido.
Principais equipamentos de um poço equipado para produzir por BCS:
De acordo com Thomas (2004) os equipamentos responsáveis por fazer o poço produzir por bombeio centrífugo submerso podem ser de superfície ou de subsuperfície. Na Figura 10 abaixo se pode analisar o esquema de funcionamento de um poço produtor pó BCS.
Quadro de comandos: Equipamento responsável por proteger de mudanças
climáticas, para com isso controlar e operar com segurança o equipamento de fundo. O quadro de comando que vai ser utilizado vai depender da voltagem, amperagem e potência máxima do sistema.
Transformador: Este equipamento objetiva transformar a tensão da rede
elétrica na tensão nominal do motor acrescentada das perdas acontecidas no cabo elétrico. A opção de qual transformador usar depende da voltagem da rede, voltagem do motor, perdas no cabo elétrico e potência do motor.
Cabeça de produção: É uma cabeça especial onde se tem duas passagens,
sendo uma para a coluna de produção e uma para o cabo elétrico. A cabeça de produção a ser usada depende do diâmetro do revestimento, tipo do cabo, pressões abrangidas e diâmetro da coluna de produção.
Caixa de ventilação: É um equipamento suplementar que pode ou não, ser
instalado entre o quadro de comandos e o poço, tendo como objetivo a ventilação do cabo trifásico, causando assim a saída do gás que poça migrar do poço pelo interior do cabo para a atmosfera.
Válvula de retenção: Equipamento responsável por conservar a coluna de
produção cheia de fluido, quando acontecer por alguma razão o desligamento do conjunto de fundo.
Válvula de drenagem ou de alívio: Sempre que acontece a descida da
válvula de retenção é usada à válvula de drenagem. Para impedir que a coluna removida venha cheia de fluido, gerando derramamento de óleo toda vez que um tubo for desconectado.
Sensores de pressão e temperatura de fundo: Equipamentos instalados
abaixo do motor com o objetivo de avaliar o comportamento do poço por meio de informações de pressão e temperatura transmitidas do fundo do poço para superfície, por meio do mesmo cabo que induz energia ao motor.
Bomba: No BCS é usada uma bomba do tipo centrífuga de diversos estágios,
cada estagio contendo um impulsor e um difusor como podem ser visto na figura 11. O impulsor é acoplado a um eixo e gira a uma velocidade de cerca de 3.500 rotações por minuto, diferindo energia ao girar sob a forma de energia cinética ao fluido, ampliando, de tal maneira, a sua velocidade. O difusor continua imóvel, redirecionado o fluido do impulsor localizado abaixo para cima, reduzindo sua velocidade e transformando a energia cinética em pressão. A quantidade de estágios é inteiramente regular a quantidade de fluidos deslocados para superfície. O tamanho e a forma do difusor e do impulsor determina a vazão a ser bombeada, havendo bombas com vazões posicionadas entre 20 e 10.000 m3/dia, tendo disposição de elevar até 5.000metros.
Figura 11 – Estágios de uma bomba de múltiplos estágios para BCS. (Extraída de THOMAS, 2004, p. 65).
Admissão da bomba: Está situada na parte de baixo da bomba e é o
caminho do fluido para fornir o primeiro estágio. A admissão pode ser localizada de duas maneiras, sendo elas simples ou de separador de gás. É usada a forma simples quando o volume de gás livre na entrada da bomba seja pequeno, não afetando assim a eficácia do bombeio. A forma de separador de gás é usada dependendo do volume de gás livre a ser separado. A admissão da bomba, sendo ela simples ou do tipo separador de gás, é optada conforme a série da bomba, vazão do líquido e da razão gás-líquido nas condições de bombeio.
Motor elétrico: São motores projetados para trabalhar em condições muito
elevadas pressões e temperaturas. Estes são cheios com óleo especial de origem mineral com a intenção de assegurar o isolamento elétrico, lubrificação dos mancais e o resfriamento do motor. A opção de qual motor usar para determinado poço depende do diâmetro do revestimento, potência necessária, transformadores disponíveis e profundidade do poço.
Protetor: Equipamento situado entre a admissão da bomba e o motor. Com a
intenção de ligar a carcaça do motor com a carcaça da bomba igual a os eixos da bomba e do motor, precaver a entrada de fluido produzido no motor, equalizar as pressões do fluido produzido e do motor impedindo que haja diferencial de pressão no protetor, fornecer o volume necessário para a expansão do óleo do motor em razão do seu aquecimento e alojar o mancal que absorve os esforços axiais transmitidos pelo eixo da bomba.
Cabo elétrico: O cabo elétrico possui o papel de conduzir energia da
superfície para o motor. Este cabo elétrico é trifásico e com condutores de alumínio ou de cobre. O cabo é dimensionado conforme a corrente elétrica que irá alimentar o motor, da temperatura de operação, voltagem da rede, tipo de fluido a ser produzido e do espaço disponível entre a coluna de produção e o revestimento. O cabo elétrico selecionado precisará proceder em uma queda de tensão menor do que 10 volts para cada 100 metros de cabo.
Acompanhamento do poço em produção: A produção de um poço que
produz por bombeio centrífugo submerso é realizada por meio de testes de produção. No teste de produção é medida a vazão, pressão dinâmica na cabeça do poço, razão gás-líquido, fração de água, nível de fluido no anular, amperagem média etc. A Figura 12 satisfaz a uma carta de registro reproduzida em um poço que esta agindo em condições normais. É responsável por detectar e retificar problemas operacionais logo que aparecerem, impedindo avarias maiores para o equipamento.
Figura 12 - Carta de registro de amperagem. (Extraída de THOMAS, 2004, p. 67).
3.2.3. Bombeio Mecânico Com Hastes
Esta técnica de elevação é o mais usado em todo o planeta, podendo ser instalado para alçar vazões médias de poços rasos ou baixas vazões para amplas profundidades. No bombeio mecânico com hastes (BM) o movimento rotativo de um motor elétrico ou de combustão interna é decomposto em movimento alternativo por uma unidade de bombeio posicionada perto da cabeça do poço, então uma coluna de hastes tem o papel de transmitir o movimento alternativo para o fundo do poço ativando uma bomba que possui o papel de alçar os fluidos produzidos pelo reservatório até a superfície.
móveis e a camisa da bomba em razão da sua abrasividade. O gás quando passa pela bomba diminui sua eficiência volumétrica.
Bomba de subsuperfície: Esta bomba é do tipo alternativo, sendo de
simples efeito e formadas pelas seguintes partes principais: Camisa, pistão, válvula de passeio e válvula de pé, representada na Figura 13, o plano de funcionamento da bomba de subsuperfície.
Figura 13 - Partes da bomba e ciclo de bombeio. (Extraída de THOMAS, 2004, p. 68).
o fluido que esta acima do pistão e o mesmo que está mais próximo da cabeça do poço entra na linha de produção, sendo mexido nos ciclos seguintes para o vaso separador.
Os fluidos que estão inseridos na camisa da bomba são comprimidos fechando a válvula de pé no curso descendente e como o pistão permanece descendo, as pressões abaixo e acima da válvula de passeio se coincidem e a mesma se abre deixando o fluido passar para cima do pistão. Quando for alcançado o final do curso descendente e principiar o curso ascendente a válvula de passeio se fecha e a de pé se abre, iniciando, de tal maneira, um novo ciclo.
Há ainda o diâmetro do pistão mais adequado, para que não aconteçam esforços inúteis no equipamento de superfície e na coluna de hastes. Em uma mesma vazão diâmetros maiores de pistão causam maiores cargas de fluido nas hastes, enquanto que menores diâmetros provocam velocidades e cargas dinâmicas (atrito e aceleração) bem maiores.
De acordo com Thomas (2004) o deslocamento volumétrico de uma bomba pode ser apontado por meio da Eq. 04:
Figura 14 - Equação 04. (Extraída de THOMAS, 2004, p. 69).
Coluna de hastes: São diversos os tipos de hastes que podem ser usados
de vidro.
As hastes são usadas em ambientes que podem ser ásperos, corrosivos ou ambos. Elas estão sujeitas a cargas cíclicas, e por motivo da alternância de esforços do curso ascendente para o descendente e assim consecutivamente, a coluna de hastes se torna o ponto crítico do sistema. As hastes de fibra de vidro são mais usadas em poços que exibem sérios problemas de corrosão e cargas elevadas.
As hastes são qualificadas em função do diâmetro nominal e do seu arranjo químico (grau de aço) para as hastes de aço. E diâmetro nominal, temperatura aceitável de trabalho e arranjo químico das extremidades (Metálicas) para hastes de fibra. A primeira haste no topo da coluna é chamada de haste polida, pois possui sua superfície externa polida. E marzão do movimento alternativo da coluna de hastes, a polida está sucessivamente entrando e saindo do poço. Esta haste possui por finalidade a vedação na cabeça do poço realizada por meio de um equipamento conhecido como Stuffing Box.
A haste polida é a seção da coluna de hastes sujeita à maior força de tração, pois apoia o peso das hastes (Peso da coluna de hastes medido no ar), força de empuxo (força igual ao peso do fluido arrastado pela coluna de hastes), força de aceleração (força responsável pela variação da velocidade das hastes), força de fricção (Devido ao atrito das hastes com fluido e com a coluna de produção), peso do fluido (peso da coluna de fluido que está acima do pistão).
Unidade de bombeio: É o aparelhamento que transforma o movimento
rotativo do motor em movimento alternativo das hastes. A unidade de bombeio (UB) a ser optada para um apontado poço precisa considerar o máximo torque, a máxima carga e o máximo curso de haste polida que irão acontecer no poço. Estas três considerações necessitam ser atendidas para UB não sofrer avarias quando estiver atuando.
precisamente ataviados, o tripé, caixa de diminuição e o motor. O tripé é composto por três ou quatro perfis de aço, possui a finalidade de aguentar toda a carga da haste polida. A viga transversal ou balancim é uma viga de aço escorada em seu centro por um mancal que fica conectado no topo do tripé, tendo o papel de suportar a carga da haste polida de um lado e a força conduzida pela biela do outro.
A cabeça da unidade de bombeio está situada em uma das extremidades do balancim, aturando a carga da haste polida através de dois cabos de aço (cabresto) e uma barra carreadora. A cabeça da UB possui uma geometria que faz com que a haste polida realize o seu movimento verticalmente no poço, diminuindo esforços e atrito. A biela e manivela possuem como função transmitir o movimento ao balancim. O curso da haste polida é determinado pela distância do eixo da manivela ao mancal da biela. Se mudar a posição onde a biela é presa à manivela este curso pode ser alterado. Na Figura 15 é apresentada uma unidade de bombeio característica com suas partes principais.
Figura 15 - Unidade de bombeio. (Extraída de THOMAS, 2004, p. 70).
Contrapesos: Os contrapesos são usados para ampliar a vida útil do motor.
circulação das hastes. Para ampliar a vida útil do motor, ele precisa ser exigido da maneira mais continuada aceitável. Se a UB for perfeitamente balanceada o torque máximo no curso ascendente é semelhante ao torque máximo no curso descendente. Os contrapesos são usados na manivela ou no balancim, para que no curso ascendente os contrapesos declinem suavizando a potência promovida do motor e no curso descendente, o motor precisa prover energia para alçar os contrapesos. Assim sendo, este balanceamento somente é obtido se for bem ajustado à posição e a quantidade de contrapesos na unidade de bombeio.
Caixa de redução: A caixa de diminuição possui o papel de transformar a
energia de alta velocidade e baixo torque do motor em energia de alto torque e baixa velocidade. A velocidade diminuída é de quase 600 rpm do motor para 20 cpm da coluna de hastes. A caixa de diminuição é a parte com maior custo da UB, pois corresponde quase a 50% do custo total da unidade de bombeio.
Motor: Podem ser usados na UB, motores elétricos ou de combustão interna.
O seu uso depende do custo beneficio de cada um. Em lugares onde tem energia elétrica disponível são usados motores elétricos por três fatores: maior eficácia, menor gasto operacional e menor ruído. Todavia, em locais remotos, onde a construção de uma rede para distribuição de energia elétrica seja inviável economicamente, os motores usados serão os de combustão interna.
Acompanhamento do poço em produção: Este acompanhamento do poço
3. DISCUSSÃO E RESULTADOS
Conforme os estudos de Cardoso (2008), em um estudo feito em sistema de bombeio mecânico, observou-se que para acontecer uma excelente operação de elevação, é preciso que haja o controle constante sobre o desempenho da carga operante na profundez em que está colocada a bomba de fundo. Entretanto, o autor ainda reitera em seu estudo que, somente um dinamômetro de superfície é responsável por registrar, com a coluna de hastes em circulação, o valor numérico das forças que agem no extremo elevado da haste polida. O resultado alcançado foi o traçado de uma carta dinamométrica de superfície, a qual nada mais concebe do que as decorrências provocadas pela carga operante na bomba de fundo, posteriormente terem se lavrado por meio da coluna de hastes. De tal maneira, conforme o autor, o bombeio mecânico é a técnica de elevação artificial de petróleo mais usada no Brasil, aproveitada somente nos campos de produção terrestres.
Já Corrêa (2003), em seu estudo feito acerca do gás-lift e o bombeio mecânico com hastes, comprovou estes dois se encontram entre as técnicas de elevações mais usadas no ramo de extração do petróleo. Sendo o gás-lift usado tanto em poços terrestres (onshore) como também em mar (offshore). O autor ainda afirma que na elevação artificial existem equipamentos que proveem energia suplementar ao sistema, esta energia é habitualmente provocada na superfície, e conduzida para o poço.
Assim sendo, por meio dos autores citados neste presente estudo, pode-se confirmar que as técnicas de elevação artificial, como por exemplo, o bombeio mecânico com hastes e o bombeio por cavidades progressivas não são considerados como alternativas viáveis na produção offshore, sendo esta utilizada geralmente onshore. Todavia, o bombeio centrífugo submerso e o gás-lift contínuo têm uma extensa utilização offshore.
Para Nascimento (2005) a primeira técnica de elevação artificial que apareceu na área do petróleo foi o bombeio mecânico com hastes. Seu valor se reflete na quantidade de instalações existentes em todo o planeta, sendo 87% equipados para produzir por bombeio mecânico (BM), 6% por bombeio por cavidades progressivas (BCP), 2% bombeio centrífugo submerso (BCS), 2% gás-lift contínuo (GLC), 2% surgência (SURG). Porém, de acordo com Thomas (2004), a surgência é uma técnica de elevação natural não justificando a presença desta técnica na figura 16 abaixo.
Figura 16 - Métodos de elevação artificial. (Extraída de THOMAS, 2004, p. 80).
apenas pela energia natural do reservatório (popular como surgência) ou se técnicas artificiais são indispensáveis para concluir esta energia e alçar os fluidos desde o fundo do poço, até as instalações de produção.
De acordo com Thomas (2004) a troca da injeção de gás natural por nitrogênio para alçar a pressão do reservatório, além de apresentar desvantagens como todas as técnicas de elevação possuem, poderia ser usado com a tecnologia habitual do gás-lift pelo simples fato de o nitrogênio ser um gás insensível, e que com esta troca o gás natural deixaria de ser um insumo para este ramo da indústria e adviria a ser um produto para o mercado consumidor. Isto seria de enorme valor, sobretudo, pelo crescimento da demanda de gás natural visto no Brasil nas últimas duas décadas podem ser um meio de ampliar o volume de gás natural disponíveis para comercialização. O autor alega que 95% dos poços que produzem por meio das técnicas de elevação de gás-lift, usam o gás-lift contínuo.
Para os autores Rosa; Carvalho e Xavier (2006) a técnica de elevação artificial abrange todas as técnicas de elevação que aproveitam equipamentos característicos que diminuem a pressão de fluxo no fundo do poço, fazendo somar o diferencial de pressão sobre o reservatório, procedendo em um avanço da vazão do poço.
Conforme o estudo de Vaz (2008), em se tratando de aspectos tecnológicos, as técnicas de elevação são caracterizadas pelos aparelhamentos de que se formam designados a atender a distintas circunstâncias de campo. Algumas técnicas surgem amplamente em utilização em poços onshore e já outros são mais apropriados para produção offshore. Técnicas como o Bombeio Mecânico com hastes, o Bombeio por Cavidades Progressivas, o Bombeio Centrífugo Submerso, o gás-lift Contínuo e o
gás-lift Intermitente representam aplicações características para poços terrestres em
campos no país.
4. CONSIDERAÇÕES FINAIS
5. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
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perfuração e completação de poços e produção de hidrocarbonetos. Rio de
Janeiro: Interciência, 2010.
BRASIL. Ministério de Minas e Energia. Balanço de Energia Útil. Brasília, 2006.
CARDOSO, Luiz Cláudio. Petróleo do poço ao posto. Rio de Janeiro: Qualitymark, 2008.
CORRÊA, Oton Luiz Silva. Petróleo: Noções sobre exploração, produção e
microbiologia. Rio de Janeiro: Interciência, 2003.
FROTA, H. M. Desenvolvimento de método para planejamento da manutenção
de poços petrolíferos em águas profundas. Macaé, 2003. Dissertação (Mestrado
em Engenharia de Reservatório e de Exploração) - Universidade Estadual do Norte Fluminense - UENF.
GAUTO, Marcelo Antunes. Petróleo S.A. Exploração, produção, refino e
derivados. Rio de Janeiro: Ciência Moderna, 2011.
NASCIMENTO, João Maria Araújo do Nascimento. Simulador computacional para
poços de petróleo com método de elevação artificial por Bombeio Mecânico.
2005. Dissertação de Mestrado. Universidade Federal do Rio Grande do Norte,
Natal, 2005. Disponível em:
<http://bdtd.bczm.ufrn.br/tedesimplificado/tde_arquivos/19/TDE-2007-01-18T063848Z-505/Publico/JoaoMAN.pdf>. Acessado em 23 de outubro de 2013.
ROSA, Adalberto José; CARVALHO, Renato de Souza; XAVIER, José Augusto Daniel. Engenharia de reservatórios de petróleo. Rio de Janeiro: Interciência, 2006.
THOMAS, J. E. Fundamentos de engenharia de petróleo. 2ª ed. Rio de Janeiro: Interciência, 2004.
VAZ, Célio Eduardo Martins. Tecnologia da indústria do Gás Natural. São Paulo: Blucher, 2008.
