DETERMINAÇÃO E ANÁLISE DAS PRESSÕES E VAZÕES ASSOCIADAS A UM CAMPO DE EXPLORAÇÃO DE PETRÓLEO QUE CONTÉM O SISTEMA DE
SEPARAÇÃO SUBMARINA ÁGUA / ÓLEO (SSAO)
Edgar Valentino Rocha
Projeto de Graduação apresentado ao Curso de Engenharia Mecânica da Escola Politécnica da Universidade Federal do Rio de Janeiro, como parte dos requisitos necessários à obtenção do título de Engenheiro Mecânico.
Orientador: Gustavo César Rachid Bodstein
RIO DE JANEIRO FEVEREIRO DE 2014
ii
UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO
Departamento de Engenharia Mecânica DEM/POLI/UFRJ
DETERMINAÇÃO E ANÁLISE DAS PRESSÕES E VAZÕES ASSOCIADAS A UM CAMPO DE EXPLORAÇÃO DE PETRÓLEO QUE CONTÉM O SISTEMA DE SEPARAÇÃO SUBMARINA ÁGUA / ÓLEO (SSAO)
Edgar Valentino Rocha
PROJETO FINAL SUBMETIDO AO CORPO DOCENTE DO DEPARTAMENTO
DE ENGENHARIA MECÂNICA DA ESCOLA POLITÉCNICA DA
UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE DOS
REQUISITOS NECESSÁRIOS PARA A OBTENÇÃO DO GRAU DE
ENGENHEIRO MECÂNICO.
Aprovado por:
________________________________________________
Prof. Gustavo César Rachid Bodstein, PhD. (Orientador) ________________________________________________
Prof. Daniel Onofre de Almeida Cruz, DSc.
________________________________________________
Prof. Albino José Kalab Leiróz, PhD.
RIO DE JANEIRO, RJ - BRASIL FEVEREIRO DE 2014
iii Rocha, Edgar Valentino
Determinação e análise das pressões e vazões associadas a um campo de exploração de petróleo que contém o Sistema de Separação Submarina Água / Óleo (SSAO)
/ Edgar Valentino Rocha. – Rio de Janeiro: UFRJ/ Escola Politécnica, 2013.
XII, 78 p.: il.; 29,7 cm.
Orientador: Gustavo César Rachid Bodstein, PhD.
Projeto de Graduação – UFRJ/ POLI/ Engenharia Mecânica, 2013.
Referências Bibliográficas: p. 68.
1. Escoamento Monofásico. 2. Petróleo. 3. Pressão. 4.
Vazão. I. Bodstein, Gustavo César Rachid. II. Universidade Federal do Rio de Janeiro, UFRJ, Engenharia Mecânica. III.
Título
iv Agradecimentos
Gostaria de agradecer primeiramente a minha família, Luiz, Isabella e Eric por todo o apoio, orientação e disciplina que me foi passado para poder conduzir este trabalho.
Também gostaria de agradecer ao prof. Iberê Alves, co-orientador deste trabalho, por toda paciência, suporte e didática que foram essenciais para o cumprimento dos objetivos deste projeto. Por último, porém não menos importantes, gostaria de registrar meus agradecimentos ao prof. Reinaldo de Falco, pois sem as aulas da cadeira de Máquinas de Fluxo I seria impossível ter concluído este trabalho, ao prof. Gustavo César Rachid Bodstein, cuja orientação e as aulas de Mecânicas dos Fluidos foram fundamentais para concluir esse Projeto de Graduação e aos profs. Albino José Kalab Leiróz e Daniel Onofre de Almeida Cruz pela participação na banca.
À todos vocês, meus eternos agradecimentos.
____________________________________
Edgar Valentino Rocha
v Resumo do projeto de graduação apresentado ao DEM/UFRJ como parte dos requisitos necessários para obtenção do grau de Engenheiro Mecânico.
DETERMINAÇÃO E ANÁLISE DAS PRESSÕES E VAZÕES ASSOCIADAS A UM CAMPO DE EXPLORAÇÃO DE PETRÓLEO QUE CONTÉM O SISTEMA DE
SEPARAÇÃO SUBMARINA ÁGUA / ÓLEO (SSAO)
Edgar Valentino Rocha
Dezembro/2013
Orientador: Gustavo César Rachid Bodstein, PhD Curso: Engenharia Mecânica
O trabalho em questão possui o objetivo de determinar todas pressões e vazões que estão envolvidas em campo de exploração de petróleo. Além disso, também será apresentado como poderia ser feito o dimensionamento das duas bombas presentes no Sistema de Separação Submarina de Água / Óleo (SSAO). Primeiramente será abordado o tema do crescimento da indústria do petróleo e serão apresentadas as premissas do trabalho. Depois, teremos uma revisão bibliográfica sobre alguns tipos de bombas. Por último, serão calculadas as pressões e as vazões que estão associadas a este campo de exploração, bem como será mostrado como fazer o dimensionamento das bombas através do site de um fabricante de bombas.
vi Abstract of Undergraduate Project presented to DEM/UFRJ as a part of fulfillment of the requirements for the degree of Engineer.
DETERMINATION AND ANALYSIS OF ALL PRESSURES AND FLOW RATES ASSOCIATED TO/ AN OIL EXPLORATION FIELD CONTAINING THE WATER
AND OIL SUBMARINE SEPARATION SYSTEM
Edgar Valentino Rocha
December/2013
Advisor: Gustavo César Rachid Bodstein, PhD Course: Mechanical Engineering
This paper has the objective to determine all pressures and flow rates that are involved in an oil exploration field. Besides that, it will be presented how should be maid the dimensioning of the two pumps present in the Water and Oil Submarine Separation System. First will be presented the growth of the oil industry and, after it, all the work premises. After that, a literature review about some kinds of pumps. Lastly, all pressures and flow rates involved in the field are going to be calculated, as well as it’s going to be shown how to dimension the pumps using a pump supplier’s web site.
vii Índice Geral
Índice de Figuras ... ix
Índice de Tabelas ... xi
1. Introdução ... 1
1.1 Motivações para a Realização do Estudo ... 1
1.2 Composição de um Campo de Produção ... 3
1.3 Objetivo ... 7
1.4 Premissas de Trabalho ... 7
2. Resumo do Estudo ... 9
2.1 Deslocamento do Fluido do Poço até o SSAO ... 9
2.2 Deslocamento do Óleo com Pequena Parte de Água do SSAP para a UEP... 12
2.3 Deslocamento da Água com Pequena Parte de Óleo do SSAO para o Poço de Injeção ... 13
3. Bombas: Classificação e Características Gerais ... 15
3.1 Classificação das Bombas ... 15
3.2 Características das Bombas ... 16
3.2.1 Turbobombas ou Dinâmicas ... 16
3.2.1.1 Bombas Centrífugas ... 17
3.2.1.2 Bombas de Fluxo Axial ... 18
3.2.1.3 Bombas de Fluxo Misto ... 19
3.2.1.4 Bombas Periféricas ou Regenerativas ... 19
3.2.2 Volumétricas ou de Deslocamento Positivo ... 20
3.2.2.1 Bombas Alternativas ... 21
3.2.2.2 Bombas Rotativas ... 23
3.3 Comparação Entre Bombas Volumétricas e Turbobombas... 26
4. Análise do Campo e Obtenção das Pressões de Sucção e Descarga ... 28
4.1 Análise dos Dados de Entrada ... 28
4.2 Escolha dos Diâmetros das Linhas de Produção ... 34
viii
4.3 Obtenção da Pressão de Sucção das Bombas ... 34
4.4 Obtenção da Pressão de Descarga da Bomba de Óleo ... 45
4.5 Obtenção da Pressão de Descarga da Bomba de Água ... 51
5. Recomendações ... 58
6. Conclusões ... 67
7. Bibliografia ... 68
ix Índice de Figuras
Figura 1.1 – Representação de um campo de exploração com o Sistema de Separação
Submarino Água-Óleo (SSAO) ... 2
Figura 1.2 – Representação de uma coluna de produção ... 3
Figura 1.3 – Representação de uma cabeça de poço ... 4
Figura 1.4 – Representação de Árvore de Natal Molhada (ANM) ... 4
Figura 1.5 – Manifold Submarino de Produção (MSP) ... 5
Figura 1.6 – Representação de Risers de Produção ... 6
Figura 1.7 – Unidade Estacionária de Produção (UEP) ... 6
Figura 3.1 – Classificação e Tipos de Bombas ... 15
Figura 3.2 – Esquema de Bomba Centrífuga Radial ... 17
Figura 3.3 – À esquerda, esquema do sentido do fluxo em uma Bomba de Fluxo Axial. À direita, representação do impelidor de uma Bomba de Fluxo Axial ... 18
Figura 3.4 – Esquema de Bomba de Fluxo Misto ... 19
Figura 3.5 – À esquerda, esquema de uma Bomba Periférica Regenerativa. À direita, esquema do fluxo em uma Bomba Periférica Regenerativa ... 20
Figura 3.6 – Esquema de uma Bomba Alternativa de Pistão ... 21
Figura 3.7 – Esquema de uma Bomba Alternativa de Êmbolo ... 22
Figura 3.8 – Esquema de uma Bomba Alternativa de Diafragma ... 23
Figura 3.9 – Esquema de uma Bomba de Engrenagens ... 24
Figura 3.10 – Esquema de uma Bomba de Lóbulos ... 24
Figura 3.11 – Esquema de uma Bomba de Parafusos ... 25
Figura 3.12 – Esquema de uma Bomba de Palhetas ... 26
Figura 4.1 – Gráfico de Pressão de Sucção x Tempo (primeira simulação) ... .40
Figura 4.2 – Gráfico de Pressão de Sucção x Tempo (segunda simulação). ... 42
Figura 4.3 – Gráfico de Pressão de Sucção x Tempo (terceira simulação). ... 44
Figura 4.4 – Pressão de Descarga da Bomba de Óleo / Pressão de Sucção x Tempo ... .50
x Figura 4.5 – Pressão de Descarga da Bomba de Água / Pressão de Sucção x Tempo ... 57 Figura 5.1 - Acesso ao "Online Tools" no site da Sulzer ... 59 Figura 5.2 - Acesso ao aplicativo "SulzerSelect" no site da Sulzer ... 60 Figura 5.3 - Escolha do Sistema de Medidas a ser usado no aplicativo "SulzerSelect" no site da Sulzer ... 61 Figura 5.4 - Escolha das condições para a realização da seleção das bombas ... 62 Figura 5.5 - Momento em que inserimos os dados de entrada para realizar a seleção das bombas ... 62
xi Índice de Tabelas
Tabela 4.1 – Dados do Poço e Eficiências de Separação do SSAO ... 30
Tabela 4.2 – Dados do Fluido de Produção que sai do reservatório ... 33
Tabela 4.3 – Obtenção dos valores de Pressão de Sucção na primeira simulação ... 39
Tabela 4.4 – Obtenção dos valores de Pressão de Sucção na segunda simulação ... 41
Tabela 4.5 – Obtenção dos valores de Pressão de Sucção na terceira simulação ... 43
Tabela 4.6 – Obtenção da Pressão de Descarga da Bomba de Óleo ... 49
Tabela 4.7 –Obtenção da Pressão de Descarga da Bomba de Água... 56
Tabela 5.1 – Obtenção dos valores de Head da Bomba de Óleo ... 64
Tabela 5.2 – Obtenção dos valores de Head da Bomba de Água ... 65
1 1. Introdução
1.1 Motivações para a Realização do Estudo
Nos últimos anos é impossível não notar o crescimento que a Indústria do Óleo &
Gás vem sofrendo. Boa parte desse crescimento é devido ao desenvolvimento de novas tecnologias que tornaram possível a projeção e execução de novos campos de produção em locais antes não alcançados pelo homem, de uma forma que não prejudicasse o Meio Ambiente e que fosse passível de um bom retorno financeiro.
Uma dessas novas tecnologias que ajudam a otimizar a produção do óleo é o Sistema de Separação Submarino de Água-Óleo (SSAO). O SSAO é um sistema de processamento da produção que fica no fundo do mar junto com os outros equipamentos que compõe o campo. Ele possui vários subsistemas como, por exemplo, o de bombeamento, o de controle, a de medição e o sistema de separação quadrifásico, o qual trabalha na separação de óleo, gás, água e areia.
O funcionamento desse sistema de separação se dá primeiramente fazendo a separação do óleo e do gás. Após isso, é feita a separação da água e da areia. A água, então, é bombeada para ser reinjetada em outro poço que pode ser um poço de injeção ou um poço de descarte. O gás e a areia são novamente misturados ao óleo de forma que a mistura que irá seguir até a plataforma de produção fique mais leve, pois não possuirá água, portanto, mais fácil de ser bombeada.
As vantagens em utilizar o SSAO são:
Redução da carga de trabalho para as plantas de produção (plataformas e navios de produção). A separação normalmente é feita nas plantas de produção, mas se ela passar a ser feita no fundo do mar, isso significa que mais poços poderão ser ligados a
2 essas plantas. Com isso, teremos a longo prazo uma redução nos custos das operações, pois serão utilizados menos plataformas e navios de produção;
Em termos de preservação do meio ambiente, a vantagem será a redução da quantidade de água descartada no mar pelas plantas. Isso se dá pelo fato da água que é separada ser reinjetada no reservatório ou em um poço de descarte;
A terceira vantagem na utilização do SSAO está no fator de recuperação dos poços. Esse sistema poderá ser usado em locais aonde as plataformas já não sejam mais uma opção econômica e, com isso, aumentarão a vida útil do campo;
Outra vantagem é a redução de água no Riser de Produção, ou seja, o fluido de produção passa a ser mais leve e chegará com mais facilidade a Plataforma de Produção.
Abaixo, um esquema de como seria um campo com o Sistema de Separação Submarino Água-Óleo:
Figura 1.1 - Representação de um campo de exploração com o Sistema de Separação Submarino Água-Óleo (SSAO). FONTE: www.subseabrasil.com.br
FPUFPU
PRODUCTION WELL PRODUCTION
WELL INSTALLATION
AND MAINTENANCE INSTALLATION
AND MAINTENANCE
GAS & OIL GAS & OIL
INJECTION WELL INJECTION
WELL
SUBSEA SEPARATION
SYSTEM SUBSEA SEPARATION
SYSTEM SEPARATED
WATER SEPARATED
WATER
GAS SEPARATION
GAS SEPARATION
GAS + OIL GAS + OIL
SEPARATOR SEPARATOR
WATER WATER OILOIL GASGAS
PRODUÇÃO PRODUÇÃO
3 1.2 Composição de um Campo de Produção
Antes de entrarmos no estudo em si, é necessário entender os elementos que compõe um campo de produção além do SSAO. Os elementos são os seguintes:
Reservatório de Óleo – É o local onde estará o óleo que se deseja trazer até a plataforma de produção.
Coluna de Produção – A Coluna de Produção é a tubulação por onde a produção será bombeada desde o Reservatório até a Cabeça de Poço e a Árvore de Natal Molhada.
Figura 1.2 - Representação de uma coluna de produção. FONTE:
www.petroleoetc.com.br
Cabeça de Poço –É um equipamento que fica na parte superior da Coluna de Produção no qual é acoplada a Árvore de Natal Molhada. Podem estar presentes tanto em poços de produção quanto em poços de injeção.
4 Figura 1.3 – Representação de uma cabeça de poço. FONTE:
http://www.ebah.com.br/content/ABAAABKGUAH/apostila-equipamentos-submarinos
Árvore de Natal Molhada (ANM) – É um conjunto de válvulas e dispositivos de segurança que controlam a produção do óleo ou a injeção de água no poço.
Figura 1.4 – Representação de Árvore de Natal Molhada (ANM). FONTE:
http://www.youtube.com/watch?v=SQ98y2wiMjI
Linhas de Produção/Injeção – São as tubulações por onde o fluido de produção ou o fluido de injeção escoam.
Manifold Submarino de Produção (MSP) – Recebe a produção de várias Árvores de Natal Molhadas instaladas em um determinado campo. Sua função
5 basicamente é unir de forma equilibrada e controlada as produções dessas ANMs em uma única linha de produção, o que traz economia de espaço físico e de linhas de produção pelo campo.
Figura 1.5 – Manifold Submarino de Produção (MSP). FONTE:
http://www.villaresmetals.com.br/portuguese/956_PTB_HTML.htm
Riser de Produção – É a linha de produção que liga o SSAO até a FPSO ou a UEP.
Figura 1.6 – Representação de Risers de Produção. FONTE:
http://www.planeta.coppe.ufrj.br/artigo.php?artigo=944
Unidade Estacionária de Produção (UEP) – É a plataforma de produção propriamente dita. É para onde a produção será bombeada e o local aonde ela será separada e tratada.
6 Figura 1.7 – Unidade Estacionária de Produção (UEP). FONTE:
http://www.transportabrasil.com.br/
1.3 Objetivo
O objetivo deste estudo consiste em obter as vazões e pressões envolvidas num campo de exploração de petróleo desde o reservatório até o separador existente na plataforma de modo a possuir todos os dados necessários para dimensionar duas bombas de escoamentos monofásicos, que serão instaladas à jusante de um Sistema de Separação Submarino de Água-Óleo (SSAO), o qual poderá receber a produção de um ou mais poços através de um Manifold.
A primeira bomba deve ser dimensionada de forma a levar a produção, com uma pequena parte de água, desde o Separador Submarino de Água-Óleo (SSAO) até a Plataforma de Produção, aonde há um Separador de Produção, cuja pressão será acima da Pressão de Saturação, de modo a não possibilitar a existência de gases no sistema.
A segunda bomba deve ser dimensionada de forma a levar a água separada no SSAO, com pequena quantidade de óleo, desde o Separador Submarino de Água-Óleo
7 até um poço de injeção de modo que essa água seja bombeada de volta para o Reservatório, o que deve impedir um pouco a queda da pressão do Reservatório e, com isso, facilitar a extração do óleo. Outros aspectos positivos com relação ao uso do SSAO neste campo de exploração são que a vida útil do reservatório irá aumentar e, consequentemente, que a quantidade de óleo extraído do reservatório será maior, pois esse processo de extração irá durar mais tempo.
1.4 Premissas de Trabalho
Para alcançarmos os objetivos citados acima utilizaremos as seguintes premissas de trabalho:
A Pressão de Separação na Plataforma de Produção será abaixo da Pressão de Saturação de modo a não haver gases no sistema, ou seja, o escoamento será monofásico até atingir a plataforma, onde ele passará a ser multifásico;
A água separada no Separador Submarino de Água-Óleo será reaproveitada de modo que a bomba de água direcione a água para os poços de injeção e, assim, de volta para o reservatório;
A Eficiência de Separação do SSAO será de 70%, ou seja, 70% da água serão bombeadas para os poços de injeção e 30% permanecerão com o óleo. No caso do óleo, tomaremos como premissa que 1% deste será bombeada junto com a água para o poço de descarte;
Todos os poços ligados ao Manifold terão o mesmo comportamento, logo, será como se tivéssemos apenas um poço trabalhando com a vazão de todos os poços somados;
A Lâmina D’Água será de 2.000m;
8
A distância horizontal do Separador Submarino até a Plataforma de Produção será de 10.000m;
A distância horizontal entre a cabeça de poço e o SSAO será de 1.000m;
O comprimento da coluna de produção será de 1.000m;
O comprimento do poço de injeção será de 1.000m;
A distância horizontal entre o SSAO e os poços de injeção será de 5.000m;
Consideraremos o tempo médio entre falha das bombas de 3 anos, ou seja, a cada 3 anos de funcionamento do sistema as suas bombas deverão ser trocadas.
9 2. Resumo do Estudo
Nessa seção vamos descrevemos de forma resumida o escopo que será abordado por esse estudo.
Primeiramente, dividimos o nosso estudo em três partes: o deslocamento do fluido do poço até o SSAO, o deslocamento do óleo com uma pequena quantidade de água do SSAO até a plataforma de produção e o deslocamento da água com uma pequena quantidade de óleo do SSAO até o poço de descarte.
2.1 Deslocamento do Fluido do Poço até o SSAO
Na primeira parte temos como objetivo obter valores de pressões de sucção ao longo do tempo das bombas à jusante do SSAO. Para isso, teremos como dados de entrada as Pressões de Reservatório (PR), o seu decaimento ao longo do tempo, o Índice de Produtividade do poço (IP), a vazão de óleo (Qóleo) e a vazão de água do poço (Qágua).
Além disso, já temos alguns dados como o comprimento da coluna de produção e a distância entre a cabeça de poço e o SSAO para cálculos de perda de carga.
Primeiramente precisamos descobrir qual será a pressão do fluido antes de entrar na coluna de produção, ou seja, a Pressão de Fundo (Pwf). Para isso, segundo THOMAS (2001) podemos utilizar a seguinte equação:
( )
10 Com isso, poderemos calcular a perda de carga que teremos na coluna de produção.
Porém, será necessário escolher o diâmetro (D) da tubulação. Mais a frente será mostrada como será feita essa escolha. Assumindo que o diâmetro da coluna de produção já foi escolhido, precisaremos calcular a Área Transversal (A), para poder calcular a Velocidade (V) em que o fluido está escoando. Para isso, temos o seguinte a seguinte equação segundo DE MATTOS & DE FALCO (1998):
Agora, precisamos calcular algumas propriedades do fluido como a sua Massa Específica (ρ) e a sua Viscosidade (µ). Para isso, utilizamos as porcentagens de óleo e água no fluido. Essas propriedades são calculadas a partir das seguintes equações:
[ ( )]
[ ( )]
O próximo passo é descobrir se estamos em um Escoamento Laminar ou em um Escoamento Turbulento, pois dependendo do regime em que estivermos teremos que utilizar certo grupo de equações. Para isso, utilizamos a Equação de Reynolds, na qual calculamos o Número de Reynolds (NRey):
{
11 Mais a frente, veremos que o escoamento em questão sempre será turbulento. Com isso, será necessário calcular o Fator de Fricção ou de Atrito (f), calculado através da Equação de Swamee, fornecida por CAMARGO (2001):
{(
) [ (
) (
) ]
}
Tendo essa última informação já é possível calcular as perdas de carga na coluna de produção e nas linhas de produção que antecedem o SSAO. Existem três componentes da perda de carga: a componente da aceleração, a componente gravitacional e a componente de atrito. A Equação da Perda de Carga, segundo DE MATTOS & DE FALCO (1998), é a seguinte:
)
)
)
)
Desconsideraremos a componente da aceleração, uma vez que o fluido terá velocidade constante. As outras duas componentes são dadas pelas equações abaixo, ainda segundo DE MATTOS & DE FALCO (1998):
)
)
Na componente gravitacional, representa a inclinação da tubulação. No caso da coluna de produção, = 900 e no caso da linha de produção, = 00.
12 Depois de calcular essas duas componentes, teremos a perda de carga por unidade de comprimento, logo, para calcular a perda de carga total do poço até o SSAO teremos que multiplicar esse valor pelo comprimento total. Com isso, bastaria diminuir essa perda de carga da Pressão de Fundo para obtermos a Pressão de Sucção (Psuc).
2.2 Deslocamento do Óleo com Pequena Parte de Água do SSAO para a UEP
A segunda parte consiste no cálculo da Pressão de Descarga da bomba de óleo. Para essa etapa teremos novos diâmetros nas linhas de produção que também serão escolhidos mais a frente, portanto admitimos esses diâmetros já escolhidos para essas explicações. Nesse caso, faremos o caminho inverso da 1ª etapa, pois temos a pressão final com que o fluido chega a FPSO e o objetivo é a pressão na qual ele sai do SSAO.
Além disso, também é conhecido o quanto de óleo e água temos nessa etapa do escoamento, junto com outras informações como vazões e áreas transversais. Calculadas as perdas de carga dessa etapa, as somaremos à pressão final para obter a pressão de descarga da bomba de óleo.
Primeiramente, calculamos as velocidades através da equação 2.2 que usamos na 1ª Parte. Após isso, também temos que recalcular ρ e µ através das equações 2.3 e 2.4, verificar se o escoamento será laminar ou turbulento pela equação 2.5 e, caso seja turbulento, usar a equação 2.6 para calcular o Fator de Fricção.
Com isso, podemos calcular as perdas de carga, as quais serão de natureza gravitacional e por atrito, pois a velocidade do fluido será considerada constante.
Calculamos as componentes de perdas de carga gravitacional e por atrito usando as mesmas equações 2.8 e 2.9 que foram usadas na 1ª etapa. Após isso, inserimos essas
13 informações na equação 2.7 para termos o total de perda de carga por unidade de comprimento.
Como o comprimento das tubulações também será um dado de entrada, já poderemos obter o total da perda de carga. Basta multiplicar o resultado da equação 2.7 pelo comprimento total da tubulação. Com isso, esse total deve ser somado à pressão com que o fluido chega a FPSO e teremos a pressão de descarga da bomba de óleo.
2.3 Deslocamento da Água com Pequena Parte de Óleo do SSAO para o Poço de Injeção
A nossa 3ª Parte consiste no cálculo da pressão de descarga da bomba de água. Nela seguimos o mesmo padrão da 2ª Parte, porém a pressão final será a pressão de reservatório, pois essa bomba irá bombear água de volta para o reservatório. Com isso, podemos calcular a velocidade do fluxo da mesma forma como foi feita anteriormente, usando a equação 2.2. Feito isso, seguimos para o cálculo das propriedades do fluido de injeção através das equações 2.3 e 2.4.
Depois de calcularmos as propriedades do fluido de injeção, devemos checar se o escoamento em questão será laminar ou turbulento através do Número de Reynolds calculado pela equação 2.5 e, caso o escoamento seja turbulento, calcular também o Fator de Atrito pela Equação de Swamee (2.6).
Com isso, podemos finalmente calcular as perdas de carga nas linhas de injeção e na coluna de injeção pela equação 2.7. Novamente temos apenas as componentes das perdas de carga de natureza gravitacional e devido ao atrito, que são calculadas usando as equações 2.8 e 2.9. A componente da aceleração deve ficar zerada, pois a velocidade do escoamento será considerada constante.
14 Lembrando que os comprimentos das tubulações já serão conhecidos, devemos apenas, então, multiplicar o resultado da soma na equação 2.7 pelo comprimento total da tubulação e obter o valor de perda de carga total. Na realidade, quando estivermos fazendo esses cálculos notaremos que o fluido neste caso receberá um ganho de carga na coluna de injeção, uma vez que o sentido e a direção do fluxo estarão a favor da gravidade.
15 3. Bombas: Classificação e Características Gerais
Como o nosso objetivo é o dimensionamento de duas bombas, precisamos saber quais são os tipos de bombas disponíveis. Para isso, a seguir uma breve apresentação sobre os principais tipos de bombas e suas características.
3.1 Classificação das Bombas
Abaixo um quadro com os principais tipos de bombas:
Figura 3.1 – Classificação e Tipos de Bombas. FONTE: DE MATTOS & DE FALCO (1998)
A divisão acima é feita baseada na forma como o fluido transportado recebe a energia. Há várias aplicações em que podemos necessitar do uso de bombas, dentre elas:
Abastecimento de água;
Sistema de esgotos;
Drenagem;
16
Rede de Incêndio;
Indústria química;
Serviço Marítimo;
Sistemas hidráulicos;
Produção de petróleo;
Processamento de petróleo;
Sistema de condensado;
Sistema de água para refrigeração;
Sistema de alimentação de caldeira;
Sistema de lubrificação;
Ignição;
Usinas de celulose e papel;
Indústrias de alimentos e bebidas;
Serviço nuclear.
3.2 Características das Bombas
3.2.1 Turbobombas ou Dinâmicas
A movimentação do fluido é derivada de forças desenvolvidas na massa líquida devido à rotação do impelidor que possui uma quantidade certa de pás especiais.
Os vários tipos de turbobombas são classificados de acordo com a maneira que o fluido recebe energia do impelidor e de acordo com a orientação do fluido após sair do impelidor. São quatro os tipos: bombas centrífugas, bombas de fluxo axial, bombas de fluxo misto e bombas periféricas.
17 3.2.1.1 Bombas Centrífugas
Nas bombas centrífugas a energia é fornecida principalmente na forma de energia cinética e depois grande parte acaba convertida para energia de pressão. É a forma do impelidor que dita se a energia fornecida terá origem de forças centrífugas, de arrasto ou de uma combinação das duas forças.
As bombas centrífugas podem ser divididas em duas categorias: radiais e tipo Francis.
Bombas Centrífugas Radiais
Nesse tipo de bomba centrífuga a energia cinética é oriunda de forças centrífugas que são fruto da rotação de um impelidor com características especiais. A saída do líquido se dá na direção normal ao eixo. É por isso que esse tipo de bomba também recebe o nome de Bomba Centrífuga Pura.
Figura 3.2 – Esquema de Bomba Centrífuga Radial. FONTE: DE MATTOS &
DE FALCO (1998)
18
Tipo Francis
As bombas centrífugas do tipo Francis usam impelidores com palhetas que possuem curvatura em dois planos. Esse detalhe das palhetas faz com que, para algumas aplicações específicas, esse tipo de bomba tenha desempenho semelhante ao de uma bomba de fluxo misto.
3.2.1.2 Bombas de Fluxo Axial
No caso das bombas de fluxo axial são forças de arrasto que dão origem a energia cinética que é fornecida. A saída do líquido se dá em direção paralela ao eixo.
Esse tipo de bomba é usado quando se quer utilizar vazões altas e as cargas a serem fornecidas são baixas. Ele é mais usado para sistemas de irrigação. É importante notar que mesmo não usando forças centrífugas para operar ele é classificado como bomba centrífuga.
Figura 3.3 – À esquerda, esquema do sentido do fluxo em uma Bomba de Fluxo Axial.
À direita, representação do impelidor de uma Bomba de Fluxo Axial. FONTE: DE MATTOS & DE FALCO (1998)
19 3.2.1.3 Bombas de Fluxo Misto
Para esse tipo de bomba temos que o fornecimento de energia cinética se dá através de uma combinação de forças centrífugas e de arrasto. É exatamente a composição dessas duas forças que caracteriza o fluxo ser misto. Nesse caso, a saída do líquido se dá numa direção entre 90° e 180°.
Figura 3.4 – Esquema de Bomba de Fluxo Misto. FONTE: DE MATTOS & DE FALCO (1998)
3.2.1.4 Bombas Periféricas ou Regenerativas
As bombas periféricas possuem palhetas no impelidor que arrastam o fluido de forma que a energia cinética inicial seja convertida para energia de pressão de modo a reduzir as velocidades na carcaça.
Esse tipo de bomba é usado em serviços de alimentação de caldeiras de baixa capacidade e aqueles em que as cargas devem ser altas e as vazões devem ser baixas. O desempenho delas é comparado com bombas de deslocamento positivo.
20 Figura 3.5 – À esquerda, esquema de uma Bomba Periférica Regenerativa. À direita, esquema do fluxo em uma Bomba Periférica Regenerativa. FONTE: DE MATTOS &
DE FALCO (1998)
3.2.2 Volumétricas ou de Deslocamento Positivo
Diferente das turbobombas, as bombas volumétricas fornecem a energia já sob a forma de energia de pressão, portanto, deixa de existir o processo de conversão de energia cinética em energia de pressão. Com isso, temos que o líquido irá se movimentar de acordo com a movimentação de órgão mecânico da bomba que obriga o líquido a realizar o mesmo movimento que ele. Então, o líquido enche e é expulso de espaços com volume determinado no interior da bomba. Por esse motivo que são nomeadas como Bombas Volumétricas.
As forças transmitidas nesse caso possuem a mesma direção do movimento geral do fluido. Uma característica muito importante é sua habilidade de manter a vazão próxima de uma constante em qualquer sistema que atue desde que possuam velocidade constante. Porém, ainda assim haverá pequenas variações da vazão e do rendimento volumétrico devido a função da pressão de trabalho e a viscosidade do fluido que será bombeado.
São dois os tipos de bombas volumétricas: as alternativas e as rotativas.
21 3.2.2.1 Bombas Alternativas
Bombas desse tipo são dimensionadas para serviços onde são necessárias altas cargas e baixas vazões. Pode ser dividida em três categorias: de pistão, de êmbolo e de diafragma.
Bombas Alternativas de Pistão
Nessas bombas o movimento do líquido é causado por um pistão que se desloca dentro de um cilindro.
O seu funcionamento se dá pela seguinte maneira: no curso de aspiração, o movimento que o pistão faz produz um vácuo. Com isso, a pressão do líquido no lado da aspiração causa a abertura da válvula de admissão e, consequentemente, o preenchimento do cilindro. Durante esse processo a válvula de recalque permanece fechada devido à diferença de pressões. No curso do recalque, o pistão exerce força sobre o líquido e o empurra para fora do cilindro através da válvula de recalque, enquanto a válvula de admissão permanecer fechada devido à diferença de pressões.
Figura 3.6 – Esquema de uma Bomba Alternativa de Pistão. FONTE: DE MATTOS &
DE FALCO (1998)
22
Bombas Alternativas de Êmbolo
O funcionamento das bombas alternativas de êmbolo é similar ao das de pistão, porém a diferença está na construção do órgão que é mais resistente, pois elas são dimensionadas para serviços com cargas mais elevadas. Com isso, usa-se o êmbolo para não modificar muito o projeto da máquina e, com isso, essas bombas passam a poder ter dimensões reduzidas.
Figura 3.7 – Esquema de uma Bomba Alternativa de Êmbolo. FONTE: DE MATTOS &
DE FALCO (1998)
Bombas Alternativas de Diafragma
Para o caso das bombas de diafragma o órgão fornecedor de energia é uma membranaque é acionada por uma haste que possui um movimento alternativo, ou até mesmo por uma haste que atua sobre um fluido que. Finalmente, atua sobre a membrana. Em um sentido, o movimento da membrana reduz a pressão na câmara e, com isso, o líquido entra. No sentido oposto ao inverter o movimento da haste, o líquido é descarregado pela linha de recalque.
O uso dessas bombas está principalmente em dosagem de produtos, pois como o movimento da haste é variado, o volume de líquido admitido também é. Portanto,
23 podemos ver essas bombas em aplicações como o que leva a gasolina do tanque para o carburador num caso de motor de combustão interna.
Figura 3.8 – Esquema de uma Bomba Alternativa de Diafragma. FONTE: DE MATTOS & DE FALCO (1998)
3.2.2.2 Bombas Rotativas
O nome “rotativas” é genérico tendo em vista que são bombas volumétricas guiadas por um movimento rotatório. São quatro tipos: de engrenagens, de lóbulos, de parafusos e de palhetas deslizantes.
Bombas Rotativas de Engrenagens
Nesse tipo de bomba temos duas rodas dentadas operando no interior de uma caixa com folgas pequenas em volta e ao lado das rodas. O movimento das engrenagens faz com que seus dentes empurrem o líquido aprisionado nos vazios entre dentes e carcaças forçando-o a sair pela tubulação de saída.
24 Em bombas de engrenagens a vazão será constante quando a velocidade também for constante, menos quando houver perda devido a rendimento volumétrico, que é a relação entre o volume bombeado e o volume dado pela geometria da bomba.
Figura 3.9 – Esquema de uma Bomba de Engrenagens. FONTE: DE MATTOS & DE FALCO (1998)
Bombas Rotativas de Lóbulos
As bombas rotativas de lóbulos possuem um fucionamento bastante similar ao das bombas rotativas de engrenagens.
Figura 3.10 – Esquema de uma Bomba de Lóbulos. FONTE: DE MATTOS & DE FALCO (1998)
Bombas Rotativas de Parafusos
Esse tipo de bomba é composta por dois parafusos que possuem movimentos sincronizados devido à engrenagens. O fluido entra pelas extremidades e é descarregado
25 pela parte central devido ao movimento rotatório e aos filetes dos parafusos. Esses filetes não possuem contato entre si, mas possuem folgas bem justas, das quais depende o rendimento volumétrico.
São usadas para transportar produtos muito viscosos. Em alguns projetos, pode haver uma camisa envolvendo os parafusos por onde circula o vapor para reduzir a viscosidade do produto. Também há projetos em que a bomba possui três parafusos ao invés de dois e os filetes possuem contato entre si, além de projetos em que a bomba possui apenas um parafuso.
Figura 3.11 – Esquema de uma Bomba de Parafusos. FONTE: DE MATTOS & DE FALCO (1998)
Bombas Rotativas de Palhetas Deslizantes
São bombas usadas normalmente em sistemas oleodinâmicos de acionamento de pressão baixa ou média.
Essas bombas possuem um cilindro, ou rotor, que possui o eixo de rotação excêntrico ao eixo da carcaça. Esse cilindro possui ranhuras radias onde as palhetas rígidas se alojam com movimento livre nessa direção. Pela sua rotação, a força centrífuga faz com que as palhetas sejam projetadas contra a carcaça formando espaços entre elas, nos quais o fluido acaba aprisionado. Com isso, a excentricidade do cilindro
26 com relação a carcaça reduz o volume no sentido do escoamento, pois as palhetas acabam forçadas a se acomodarem sob o efeito da força centrífuga e ficam limitadas pelo contorno da carcaça. A bomba de palhetas deslizantes é classificada como bomba volumétrica, pois é o aumento de pressão é provocado por redução de volume.
Figura 3.12 – Esquema de uma Bomba de Palhetas. FONTE: DE MATTOS & DE FALCO (1998)
3.3 Comparação Entre Bombas Volumétricas e Turbobombas
Esse é um comparativo muito importante já que o nosso objetivo é dimensionar duas bombas.
Primeiramente, nas bombas volumétricas há uma razão de proporção constante entre a descarga e a velocidade da bomba. Essa razão existe, pois a descarga deve ser proporcional à velocidade do órgão que atua sobre o líquido, o qual é proporcional à velocidade da bomba. Além disso, nas bombas volumétricas a vazão praticamente independe da altura e/ou pressões a serem vencidas. Já nas turbobombas, a vazão depende das características do projeto da bomba, da sua rotação e das características do sistema em que ela irá operar.
Em segundo, nas bombas volumétricas o movimento do líquido e do órgão são iguais, de mesma natureza e mesma velocidade em questões de grandeza, direção e
27 sentido. Enquanto isso, nas turbobombas os dois movimentos não são iguais, mesmo possuindo alguma relação entre eles.
Em terceiro, nas bombas volumétricas o órgão mecânico transmite energia ao líquido sob forma de energia de pressão, ou seja, a pressão aumenta e a velocidade não.
Nas turbobombas, a energia é transmitida sob forma de energia cinética e posteriormente convertida para energia de pressão, portanto há aumento de pressão e velocidade.
Em quarto, as bombas volumétricas podem iniciar sua operação com ar no seu interior. As turbobombas precisam estar cheias de líquido para iniciar sua operação
Por último, a vazão das bombas alternativas é variável com o tempo, enquanto no caso das bombas rotativas e turbobombas a vazão é constante.
28 4. Análise do Campo e Obtenção das Pressões de Sucção e de Descarga
Nessa seção foi feita uma análise do campo e foram obtidas as pressões de sucção e descarga da bomba de óleo e da bomba de água. Também serão apresentados os cálculos feitos para se obter esses valores de pressão.
O campo em questão está com o início da sua produção previsto para o começo do ano de 2014. O estudo que será feito a seguir leva em consideração desde esse início da produção até os primeiros 22 anos de funcionamento dos poços do campo. Os valores obtidos para as pressões, vazões, velocidades e tudo mais serão médias de valores obtidos ao longo de semestres.
4.1 Análise dos Dados de Entrada
Antes de iniciar qualquer estudo, é preciso saber quais são os dados de entrada necessários para a realização do mesmo e analisá-los. Esses dados estão listados logo abaixo:
Pressão do Reservatório (PR) e seu decaimento;
Pressão de Fundo (Pwf);
Pressão de Saturação (Psaturação);
Pressão de Separação na UEP (Pseparação);
Vazões de Óleo (Qóleo) e as Vazões de Água (Qágua) no sistema;
Massas Específicas do Óleo (ρóleo) e as Massas Específicas da Água (ρágua) no sistema;
Viscosidades Cinemáticas do Óleo (µóleo) e a Viscosidades Cinemáticas da Água (µágua) no sistema;
29
Número de poços em operação;
Eficiência da Separação Água-Óleo;
Eficiência da Separação Óleo-Água;
Índice de Produtividade do Poço (IP);
Comprimento e orientação das linhas de produção;
Rugosidade Superficial.
Primeiramente, precisamos da Pressão do Reservatório e da Pressão do Fundo médios em cada semestre considerado nesse estudo. Na tabela 4.1 a seguir, temos esses valores, além das Eficiências de Separação Água-Óleo e Óleo-Água, Índice de Produtividade, número de poços em operação e a variação entre a Pressão do Reservatório e a Pressão do Fundo, a qual será representada como ΔP1.
30 Tabela 4.1 - Dados do Poço e Eficiências de Separação do SSAO para IP = 100, Eficiênia de Separação Água-Óleo = 70% e Eficiência de Separação Óleo-Água = 99%.
Tempo PR PR
Decaimento
Poços em
Operação Pwf ΔP1
(Anos) (105Pa) (105Pa) 105Pa 105Pa
2014,0 280,0 0,0 1 242,1 37,9
2014,5 279,8 0,2 4 219,1 60,7
2015,0 279,6 0,4 4 207,3 72,3
2015,5 279,4 0,6 4 207,2 72,3
2016,0 279,2 0,8 4 206,3 72,9
2016,5 279,0 1,0 4 209,0 70,0
2017,0 278,8 1,2 4 206,0 72,8
2017,5 278,6 1,4 4 205,7 72,9
2018,0 278,4 1,6 4 205,2 73,3
2018,5 278,2 1,8 4 205,0 73,2
2019,0 278,0 2,0 4 204,8 73,3
2019,5 277,8 2,2 4 204,7 73,2
2020,0 277,6 2,4 4 204,5 73,1
2020,5 277,4 2,6 4 204,4 73,0
2021,0 277,2 2,8 4 204,0 73,2
2021,5 277,0 3,0 4 204,1 73,0
2022,0 276,8 3,2 4 204,1 72,7
2022,5 276,6 3,4 4 205,0 71,6
2023,0 276,4 3,6 4 204,0 72,4
2023,5 276,2 3,8 4 204,4 71,8
2024,0 276,0 4,0 4 204,6 71,4
2024,5 275,8 4,2 4 204,4 71,4
2025,0 275,6 4,4 4 208,6 67,0
2025,5 275,4 4,6 4 209,7 65,8
2026,0 275,2 4,8 4 209,6 65,6
2026,5 275,0 5,0 4 209,1 65,9
2027,0 274,8 5,2 4 214,4 60,4
2027,5 274,6 5,4 4 219,6 55,0
2028,0 274,4 5,6 4 223,0 51,5
2028,5 274,2 5,8 4 226,8 47,4
2029,0 274,0 6,0 4 237,6 36,4
2029,5 273,8 6,2 4 238,0 35,8
2030,0 273,6 6,4 4 238,6 35,1
2030,5 273,4 6,6 4 239,2 34,2
2031,0 273,2 6,8 4 242,2 31,0
2031,5 273,0 7,0 4 244,2 28,8
2032,0 272,8 7,2 4 247,8 25,0
2032,5 272,6 7,4 4 250,7 21,9
2033,0 272,4 7,6 4 250,8 21,6
2033,5 272,2 7,8 4 251,1 21,1
2034,0 272,0 8,0 4 254,8 17,2
2034,5 271,8 8,2 4 255,9 15,9
2035,0 271,6 8,4 4 255,2 16,4
2035,5 271,4 8,6 4 255,6 15,8
2036,0 271,2 8,8 4 255,4 15,8
31 Faremos também as seguintes considerações: a Pressão de Saturação é de 107 Pa, ou seja, caso o sistema opere abaixo disso, passaremos a ter gases junto com o fluido.
Além disso, consideraremos a Pressão de Separação na UEP constante e o seu valor será 20 x 105 Pa, ou seja, o sistema certamente passará a ter gases após a Separação.
Para descobrir as vazões de óleo e água que saem dos poços trabalhamos com a vazão total e as respectivas porcentagens de óleo e água contidos no fluido de produção.
Por exemplo, para o primeiro semestre de 2014 foi prevista uma vazão de 3.790 m³/d.
As porcentagens de óleo e água contidos no fluido de produção nessa época deverão ser, respectivamente, aproximadamente 92% e 8%. Com isso, temos como saber a vazão de óleo (Qóleo) e a vazão de água (Qágua) que saem desses poços através das equações 4.1 e 4.2:
No caso da Massa Específica e da Viscosidade Cinemática do fluido que sai do poço, os cálculos para determinação desses valores foram feitos utilizando as proporções já apresentadas anteriormente. Para isso, utilizamos a massa específica da água e do óleo, além das viscosidades cinemáticas de ambos. Dessa forma, usando as equações 4.3 e 4.4, temos:
32 Seguindo o exemplo baseado nos valores obtidos no primeiro semestre de produção de óleo e usando as equações 2.3 e 2.4, temos o seguinte:
[ ( )]
[ ]
[ ( )]
[ ]
Agora precisamos replicar esses cálculos para os outros semestres considerados no estudo. Isso está feito na tabela 4.2 a seguir:
