ESTUDO DE CASO DE UM SISTEMA BCS INSTALADO EM POÇO COM LONGO TRECHO HORIZONTAL

CENTRO DE TECNOLOGIA – CT

COORDENAÇÃO DO CURSO DE ENGENHARIA DE PETRÓLEO – CCEP

TRABALHO DE CONCLUSÃO DE CURSO

ESTUDO DE CASO DE UM SISTEMA BCS INSTALADO EM

POÇO COM LONGO TRECHO HORIZONTAL

Mariana Câmara de Araújo Cruz

Orientadora: Prof. Dra. Carla Wilza Souza de Paula Maitelli

MARIANA CÂMARA DE ARAÚJO CRUZ

ESTUDO DE CASO DE UM SISTEMA BCS INSTALADO EM

POÇO COM LONGO TRECHO HORIZONTAL

Trabalho de Conclusão de Curso apresentado como parte dos requisitos para obtenção do Grau em Engenharia de Petróleo pela Universidade Federal do Rio Grande do Norte.

Aprovado em ____de__________de 2016.

____________________________________ Prof. Dra. Carla Wilza Souza de Paula Maitelli

Orientadora – UFRN

____________________________________ Prof. Dr. Rutácio de Oliveira Costa

Membro Examinador – UFRN

____________________________________ Engº Marcus Venício Galvão

DEDICATÓRIA

Dedico este trabalho aos meus pais, Genise e Ivan, a meu irmão Daniel

a minha avó Maria Gabriel e a minha orientadora,Carla Maitelli.

AGRADECIMENTOS

Primeiramente, agradeço a Deus pelo dom da vida, por ser tão maravilhoso e presente em toda a minha vida e nas minhas decisões. Sempre me dando forças nos momentos de dificuldade e fazendo com que esta caminhada seja perseverante e cheia de bons frutos.

À minha família, em especial, meus pais Genise e Ivan, meu irmão Daniel e minha avó Maria Gabriel, pelo amor, educação, princípios, apoio, incentivo e esforço para sempre proporcionar o melhor possível para mim.

Ao meu namorado Marcos, pelo incentivo dado durante minha trajetória acadêmica, além de todo amor, carinho, compreensão.

À Professora Drª. Carla Wilza de Souza Maitelli, por seus ensinamentos, compreensão, simpatia, inteligência, confiança e orientação que, sem dúvida, foram essenciais para conclusão deste trabalho.

Ao Professor Dr. André Laurindo Maitelli, por sua confiança, ensinamentos, solicitude e disponibilidade para auxiliar sempre que possível.

Ao Professor Dr. Rutácio de Oliveira Costa, pela sua tranquilidade, plenitude, compreensão, incentivo, ensinamentos e extrema sabedoria.

Ao engenheiro Marcus Venício Galvão da PETROBRAS, por pacientemente compartilhar sua sabedoria e experiência prática.

Aos colaboradores, Gabriel Bessa, Felipe Kenneth e Hannah Licia, pelo apoio, atenção, ajuda e convivência, que algumas vezes tiveram que parar suas atividades para me ensinar algo importante afim que fosse consolidado este trabalho ou mesmo por uma palavra de incentivo.

Aos meus amigos da graduação que fizeram parte dessa caminhada e que de forma direta ou indireta me ajudaram na conclusão deste trabalho.

À Universidade Federal do Rio Grande do Norte, ao Labotarório de Automação em Petróleo (LAUT) e a Coordenação do Curso de Engenharia do Petróleo que disponibilizaram estrutura física para a realização de todas as pesquisas e o desenvolvimento deste trabalho.

A empresa PETROBRAS pela disponibilização dos dados necessários para que houvesse o desenvolvimento do presente trabalho.

RESUMO

O presente trabalho enfatiza os problemas que surgem em função do padrão de fluxo observado no trecho horizontal e da consequente característica intermitente da composição de fluidos que chega à bomba, posicionada à jusante deste trecho. Este cenário resulta em perda de eficiência de bombeio, uma vez que há momentos com fração de gás livre acima os valores manuseáveis pelos equipamentos instalados, consequentemente perda de produção e receita. Em último caso, o comportamento intermitente pode levar a falha do sistema de bombeio centrífugo submerso, aspecto usualmente associado a altos custos de intervenção em poço.

Palavras-chave: Elevação Artificial; Bombeio Centrífugo Submerso; Poço Horizontal; Escoamento Bifásico.

ABSTRACT

The present work emphasizes problems that arise due to the flow pattern observed in the horizontal section and the consequent intermittent characteristic of the fluid’s composition that reaches the pump where is located after of the section. This scenario results in loss of pump efficiency, since there are times with free gas fraction above the values handled by the installed equipment, consequently loss of production and revenue. In the latter case, the intermittent behavior may lead to failure of the submerged centrifugal pump system, an aspect usually associated with well’s high intervention costs.

Palavras-chave: Artificial Lift; Electric Submersible Pump; Horizontal Well; Two-Phase Flow.

SUMÁRIO 1. Introdução ... 16 1.1 Objetivo do trabalho ... 18 1.1.1 Objetivo geral ... 18 1.1.2 Objetivos específicos ... 18 2. Aspectos Teóricos... 20 2.1 Desempenho do reservatório ... 20

2.1.1 Índice de produtividade linear ... 21

2.1.2 Índice de produtividade de Vogel ... 22

2.1.3 Índice de produtividade combinada ... 23

2.2 Escoamento multifásico ... 24

2.2.1 Introdução ... 24

2.2.2 Escoamento bifásico gás/líquido ... 25

2.2.3 Padrões de escoamento ... 27

2.2.3.1 Padrões de escoamento vertical ... 27

2.2.3.2 Padrões de escoamento horizontal ... 29

2.3 Bombeio centrífugo submerso ... 31

2.3.1 Introdução ... 31

2.3.2 A bomba do bombeio centrífugo submerso ... 32

2.3.2.1 Desempenho das bombas BCS ... 33

2.3.2.2 Semelhanças das bombas BCS ... 36

2.3.3 Bombeio centrífugo submerso e o gás ... 38

2.3.3.1 Introdução ... 38

2.3.3.2 Interferência do gás no BCS ... 38

2.3.3.3 Eficiência de separação ... 38

2.3.3.4 Métodos para solucionar a problemática do gás ... 39

2.3.3.4.1 Separação natural ... 40 2.3.3.4.2 Separadores de gás... Consulte 2.3.3.4.3 Configurações de shrouds ... 43 2.3.3.4.4 Formas de manusear o gás ... 44 2.3.3.4.4.1 Superdimensionamento de estágios ... 45 2.3.3.4.4.2 Manuseadores de gás ... 45

2.3.3.4.4.3 Associação de bombas em série ... 46

2.4 Tipos geométricos de poços utilizando o BCS ... 46

2.4.1 Métodos alternativos para solucionar o problema do gás em poços horizontais... 47

2.4.1.1 Instalação da bomba no trecho horizontal ... 47

2.4.1.2 Tubo extensor ... 47

2.4.1.3 Adição de líquido no anular... 48

3. Metodologia e desenvolvimento ... 50

3.1 Dimensionador BCS ... 50

3.2 Interfaces do dimensionador BCS ... 51

3.3 Equação de perda de carga na tubulação ... 54

4. Resultados e discussões ... 56

4.1 Dados de entrada do dimensionador BCS ... 56

4.2 Análise do perfil dimensional do poço ... 57

4.3 Dados da composição 1 ... 59

4.4 Dados da composição 2 ... 62

4.5 Análise amperimétrica do poço ... 63

4.6 Análise da submergência da bomba do poço... 65

5. Conclusões e recomendações ... 68

Lista de Figuras

Figura 1 - Esquema de um poço BCS

Figura 2 Ilustração de um exemplo para um gráfico de IP linear. Figura 3 - Ilustração de um exemplo para o gráfico de IP Vogel.

Figura 4 - Gráfico ilustrando o comportamento do índice de produtividade combinado. Figura 5 - Padrão de Escoamento Vertical Bifásico gás-líquido

Figura 6 - Escoamento Horizontal Para Padrão Estratificado Figura 7 - Escoamento Horizontal Para Padrão Intermitente Figura 8 - Escoamento Horizontal Para Padrão Anular

Figura 9 - Escoamento Horizontal Para Padrão Bolhas Dispersas Figura 10 - Instalação de BCS

Figura 11 - Ilustração de um estágio da bomba de fluxo radial Figura 12 - Esquema do desempenho de uma bomba

Figura 13 - Curva característica para uma etapa a uma frequência variável utilizando a lei

das afinidades.

Figura 14 - Ilustração da diferença entre a geometria das bombas de fluxo radial e misto Figura 15 - Comparação do manuseio de gás entre os tipos de bombas pela fração de gás

livre

Figura 16 - Gráfico da correlção de Turpin

Figura 17 - Poços com produção de gás utilizando o método BCS com diferentes

configurações.(1) BCS com shroud, (2) separador de gás chamado Vortex (3) manuseador de gás avançado.

Figura 18 - Esquema do funcionamento do método de separação natural do gás em uma

bomba de BCS.

Figura 19 – Primeiro separador gás-líquido rotativo chamado paddle-wheel com o indutor. Figura 20 - Gráfico da eficiência de separação utilizando a Centrilift série 400

Figura 21 - Ilustração da utilização do shroud e shroud invertido

Figura 22 - Ilustração da comparação de uma bomba fluxo misto e um manuseador de gás

Poseidon

Figura 23 - Ilustração de um poço direcional com BCS

Figura 24 - Interface do poço direcional no dimensionador BCS

Figura 25 - Interface dos dados para a curva IPR no dimensionador BCS Figura 26 - Interface do separador de gás no dimensionador BCS Figura 27 - Interface do manipulador de gás do dimensionador BCS Figura 28 - Interface para os dados da bomba do dimensionador BCS

Figura 29 - Gráficos do perfil direcional do poço e seu respectivo dogleg Figura 30 - Curva do head da bomba manuseadora de gás G12

Figura 31 - Curva do head da bomba P8 Fonte: Dimensionador BCS Figura 32 - Curva do head da bomba P4 Fonte: Dimensionador BCS Figura 33 - Carta amperimétrica do poço estudado

Figura 34 - Gráfico da submergência verticalizada do poço estudado para segunda

Lista de Tabelas

Tabela 1 - Parâmetros de entrada do dimensionador BCS Tabela 2 - Composição dos equipamentos

Tabela 3 - Parâmetros da bomba manipuladora de gás composição 1 Tabela 4 - Parâmetros relacionados a bomba P8 da composição 1 Tabela 5 - Parâmetros de saída relacionado a composição 1 Tabela 6 - Separação da composição 1

Tabela 7 - Parâmetros relacionados a bomba P4 da composição 2 Tabela 8 - Parâmetros de saída relacionados a bomba P4 composição 2 Tabela 9 - Separação da composição 2

Lista de Símbolos e Abreviaturas

API – grau API (adimensional) API – American Petroleum Institute Ap – área da seção transversal (ft²)

B – fator volume formação do líquido (bbl/STB) BCS – bombeio centrífugo submerso

BEP – ponto de melhor eficiência energética da bomba centrífuga Bg – fator volume formação do gás (ft³/scf)

Bo – fator volume formação do óleo (bbl/STB)

BSW – percentual de água na fase líquida (%) h – espessura do reservatório (ft)

H – head ou altura de elevação (ft)

Hl - holdup líquido com escorregamento (adimensional)

IP – índice de produtividade ((m3/d)/(kgf/cm2)) IPR – inflow performance relationship

k – permeabilidade efetiva (mD)

LAUT – laboratório de automação em petróleo Pres – pressão do reservatório (psi)

Pwf – pressão de fluxo (psi)

Pd – pressão de descarga da bomba (kgf/cm²)

Ph – potência hidráulica recebida pelo fluido (HP)

RGO – razão gás-óleo (m3/m3) Rs – razão de solubilidade (scf/STB)

re - raio da drenagem do poço (ft)

rw – raio do poço (ft)

T – torque exercido pelo eixo (Nm) q – vazão (STB/d)

ql(P,T) – vazão de líquido nas condições do reservatório (m³/d)

qg(P,T) – vazão de gás nas condições do reservatório (m³/d)

qosc – vazão de óleo standard (STB/d)

qs – vazão de sucção da bomba (m³/d)

VBA – visual basic for applications vl – velocidade do líquido (ft/s)

vg – velocidade do gás (ft/s)

vm – velocidade da mistura (ft/s)

vsl – velocidade superficial da fase líquida (ft/s)

vsg – velocidade superficial da fase gás (ft/s)

VSD – variable speed velocity

Letras gregas

λl – holdup líquido sem escorregamento (adimensional)

∆P – diferença entre pressão de descarga e de sucção (kgf/cm²) ρ – massa específica do fluido (kg/m³)

γ – densidade relativa (adimensional) ω – velocidade angular (rad/s)

η – eficiência da bomba (%)

ϕ – índice de interferência de gás de Turpin μ – viscosidade do líquido (cP)

__________________________________________

Capítulo 1

1. Introdução

Normalmente, os poços de petróleo quando estão em seu início de vida produtiva se apresentam como surgentes, ou seja, possuem energia suficiente para elevar o fluido até a superfície. Com o passar do tempo, tal energia vai diminuindo até o ponto em que o poço não consegue mais produzir a vazão desejada de forma natural, momento em que são introduzidos métodos de elevação artificial.

Assim, a elevação artificial se apresenta como alternativa para prover o aumento da produção de poços surgentes e para reativar poços depletados, não é à toa que atualmente a utilização de algum método de elevação artificial corresponde a mais de noventa por cento (90%) dos poços que estão produzindo. Com isso, existem vários métodos a serem escolhidos, dependendendo das características apresentadas no poço, do objetivo desejado de produção e da viabilidade econômica do projeto.

Dentre os métodos de elevação artificial existe o denominado Bombeio Centrífugo Submerso (BCS), que foi desenvolvido pelo russo Armais Arutunoff no final da década de 1910. Ele desenvolveu o primeiro motor elétrico que operou submerso em um poço de petróleo. A partir dos seus fundamentos, o BCS foi se desenvolvendo e se destacando na indústria de petróleo por produzir altas vazões de fluidos a grandes profundidades, possuir boa performance em ambientes corrosivos, pela versatilidade de aplicação tanto em um ambiente terrestre (onshore) quanto marítimo (offshore), assim como em poços horizontais e direcionais. Atualmente, acredita-se que cerca de dez por cento (10%) da produção mundial de petróleo é através deste método.

Os equipamentos de BCS são divididos em duas partes: superfície e subsuperfície. Os componentes de superfícies são: cabeça do poço de produção, quadro de comando, caixa de ventilação, transformadores e fonte de energia. Enquanto que os

de subsuperfície são: revestimento de produção, coluna de produção, cabos elétricos, bomba centrífuga, separador de gás, protetor e motor elétrico trifásico.

O método de elevação artificial por bombeio centrífugo submerso aplica-se a todo tipo de geometria de poços, dentre eles, o poço horizontal. Neste tipo específico, frequentemente é enfrentado a problemática da interferência do gás, já que para esta geometria a segregação gravitacional dos fluidos é facilitada.

Assim, como se sabe que a eficiência da bomba diminui na presença de gás livre e que o perfil de poço com longos trechos horizontais, mesmo em casos onde o fluido

Figura 1 - Esquema de um poço BCS

produzido não se apresenta com altas razão gás/líquido, pode favorecer este problema devido ao padrão de escoamento existente - como é o caso do padrão de golfadas -, o estudo desta problemática se mostra necessário e adequado para promover uma melhoria de desempenho do sistema BCS.

1.1.

Objetivo do trabalho

1.1.1. Objetivo geral

Avaliar o desempenho de um sistema BCS instalado em poço com longo trecho horizontal e o efeito da adição de água no anular para melhoria de desempenho.

1.1.2. Objetivos específicos

 Avaliar aspectos da mudança da composição dos equipamentos em relação à performance observada nos dois momentos.

 Analisar gráfico amperimétrico e submergência da bomba com e sem adição de água no anular do poço, de forma a avaliar qualitativamente a eficácia da solução proposta.

__________________________________________

Capítulo 2

2. Aspectos Teóricos

Nesta seção serão abordados temas essenciais para o melhor entendimento do desenvolvimento do presente trabalho. Os tópicos estão separados em desempenho do reservatório, em seguida escoamento multifásico e, por fim, bombeio centrífugo submerso.

2.1. Desempenho do reservatório

Qualquer sistema de elevação artificial requer um conhecimento sobre uma estimativa futura do desempenho de um reservatório, para isso é necessário o entendimento do cálculo da vazão que um determinado poço pode produzir em função das pressões de fluxo.

Para tanto, foi utilizada a equação de Darcy assumindo algumas simplificações, tais como: o fluxo é radial ao redor do poço; apenas há uma fase, sendo o líquido incompressível; a distribuição da permeabilidade da formação é tida como homogênea e que a formação está saturada do fluido nas condições citadas acima. E que está demonstrada pela equação (1) abaixo:





 

q



h = espessura do reservatório [ft] 𝜇 = viscosidade do líquido [cP]

B = fator volume-formação do líquido [bbl/STB] re = raio da drenagem do poço [ft]

rw = raio do poço [ft]

Pres = pressão do reservatório [psi]

Pwf = pressão de fluxo [psi]

2.1.1. Índice de produtividade linear

Como muitos parâmetros da equação (1) são constantes, podemos simplificar para a equação (2) que é a equação do índice de produtividade linear (IP), que é utilizado para estimar a vazão do poço testando diferentes pressões de fluxos e onde IP corresponde a capacidade de fluxo do poço, q a vazão do poço em m3_/d

a uma pressão de fluxo correspondente em kgf/cm2 e Pres corresponde a pressão

do reservatório, também em kgf/cm2_.



P

P



IP

q







Como bem perceptível, a equação (2) é de primeiro grau, adotado assim um comportamento linear. Por essa razão, este IP é conhecido como índice de produtividade linear.

A Figura 2 representa a performance teórica de produtividade de um reservatório que pode ser descrito através de uma relação de IP linear, situação que pode ocorrer se a pressão estática for maior que a pressão de bolha ou em casos onde a produção é predominantemente de água – BSW muito alyo e pouco gás.

Figura 2 Ilustração de um exemplo para um gráfico de IP linear.

2.1.2. Índice de produtividade de Vogel

Outro conceito para o cálculo de índice de produtividade é o de (Vogel, 1968). Ele foi desenvolvido porque o modelo linear não se aplica quando as pressões no meio poroso estão abaixo da pressão de saturação, que é o caso quando leva a liberação do gás em solução, tendo que considerar assim a presença de um fluxo com duas fases, óleo e gás, já que a pressão estática é menor que a pressão de bolha.

Após testes foi identificado que as curvas de IP se comportavam em um mesmo padrão. Assim, fazendo a melhor aproximação por equações adimensionais, foi encontrada a equação (3), onde Pwf é a pressão de fluxo em

kgf/cm2_{, Pres é a pressão do reservatório em kgf/cm}2_{, q é a vazão dada por m}3_{/d e}

qmas corresponde a vazão máxima dada por m3/d.

   

8

,

0

2

,

0

1







Curva IP Linear

Onde comportamento gráfico da equação (3) pode ser visualizado através Figura 3, abaixo:

Figura 3 - Ilustração de um exemplo para o gráfico de IP Vogel.

2.1.3. Índice de produtividade combinada

Inicialmente, quando as pressões de fluxo em um poço estão acima da pressão de bolha, o gás dissolvido começa a ser liberado após algum tempo, mudando seu comportamento e tornando-se um fluxo multifásico. Desta forma, a Figura 4 mostra o comportamento de diferentes curvas para o índice de produtividade combinado. Ponto de Operação Vazão Máxima Pressão Estática Pressão de Saturação 0 10 20 30 40 50 60 70 80 0 10 20 30 40 50 60 70 Pr es sã o (k gf /c m ²) Vazão (m³/d)

Curva IP Vogel

Figura 4 - Gráfico ilustrando o comportamento do índice de produtividade combinado.

2.2. Escoamento multifásico

2.2.1. Introdução

Frequentemente, nos referimos a escoamento multifásico como o escoamento de água, óleo e gás. Na produção e transporte de petróleo, é bastante encontrado escoamento bifásico. Neste tipo de escoamento, as fases presentes podem escoar dispostas em diferentes configurações espaciais no interior do duto, denominadas de padrões de escoamento.

A identificação dos padrões de escoamento é essencial para questões que estão relacionadas ao retorno econômico do campo como, por exemplo: determinação da queda de pressão ao longo das linhas de escoamento, na medição das vazões volumétricas transportadas, gerenciamento da produção e fiscalização.

Com isso, os parâmetros que influenciam no padrão de escoamento são: combinação das vazões de gás e líquido, propriedades físico-quimicas dos fluidos (densidade, viscosidade tensão superficial, solubilidade e pressão de

Ponto de Operação Vazão Máxima Pressão Estática Pressão de Saturação 0 10 20 30 40 50 60 70 80 0 10 20 30 40 50 60 70 80 Pr es sã o (k gf /c m ²) Vazão (m³/d)

Curva IP Combinada

vaporização), condições de operação (pressão, temperatura e gravidade) e características geométricas do duto (comprimento, diâmetro e inclinação).

Por possuir caráter complexo, foram desenvolvidas diversas metodologias com a finalidade de identificar os padrões de escoamento e estimar o gradiente de pressão. (Takacs, 2009) aponta como principais correlações utilizadas na indústria de petróleo (Hagedorn e Brown, 1965), (Beggs e Brill, 1973), (Aziz e Govier, 1972) e (Beggs et al., 1977). Esse conhecimento é essencial para o dimensionamento dos dutos e dos equipamentos de produção.

Neste trabalho foi utilizada a correlação empírica de (Beggs e Brill, 1973), assim se faz necessário explicitar que esta correlação empírica pode ser utilizada para cálculo do gradiente de pressão ao longo de tubulações orientadas sob qualquer inclinação e que leva em consideração tanto o padrão de escoamento quanto o escorregamento entre as fases

2.2.2. Escoamento bifásico gás/líquido

De acordo com (Takacs, 2005), as velocidades superficiais da fase líquido (vsl) e da fase gás (vsg) em ft/s são definidas através da divisão da vazão pela

área a seção transversal (Ap) em ft2 e encontram-se nas equações abaixo (4) e

(5):   p o osc A T p B q sl

x

v



6

,

5

10

x

v



1

.

16

10

onde qosc é o vazão de óleo em STB/d, Bo é o fator volume formação do óleo em

óleo em scf/STB e Rs é razão de solubilidade a pressão e temperatura em

scf/STB.

A velocidade da mistura, vm, é dada pela soma das velocidades

superficiais do líquido e do gás explicitadas acima em ft/s, como mostra a equação (5):

sg sl

m

v

v

v





No escoamento bifásico ocorrerá simultaneamente o deslocamento de dois fluidos no interior da tubulação com diferentes viscosidades e densidades. Normalmente em um fluxo horizontal, os menos densos ou menos viscosos tendem a fluir com mais rapidez.

A diferença entre as velocidades superficiais das fases gera um fenômeno conhecido como escorregamento de uma fase em relação a outra ou holdup. Assim, no caso em que as velocidades das fases são iguais, o holdup líquido é considerado sem escorregamento (_l) e é definido pela equação (7):

    _g  _sl sl _{sg m}sl l l v v v v v T p q T p q T p q l









Contudo, para padrões de escoamento em que não se encontram em uma mistura homogênea, as velocidades das fases normalmente são diferentes sendo necessário considerar o holpup líquido com escorregamento. Assim, faz-se necessário explicitas as equações da velocidade do líquido e do gás, para então encontrar a velocidade de escorregamento das fases, que é descrito pelas equações (8), (9) e (10), abaixo:

l sl H v l

v 

v



v

v

v





onde temos HL como sendo o holdup líquido com escorregamento, vl sendo a

velocidade do líquido, vg sendo velocidade do gás e vs como sendo a velocidade

de escorregamento em ft/s. Na equação (10), temos que a velocidade do gás viajando é maior que a da mistura, enquanto que a velocidade do líquido é menor que a da mistura.

2.2.3. Padrões de escoamento

Segundo (Shoham, 2006), em escoamento de gás-líquido, a interface entre as duas fases que pode existir possui uma infinidade de configurações, dependendo da vazão, propriedade dos fluidos das fases (tensão superficial, densidade e viscosidade dos fluidos) e da geometria do sistema. Nos itens seguintes serão explicitados os padrões tanto para poços verticais quanto para horizontais.

2.2.3.1. Padrões de escoamento vertical

(1) Escoamento em Bolhas: a fase gás se encontra em forma de bolhas distribuídas na fase contínua de líquido e elas se movimentam com velocidades diferentes. As paredes do duto ficam em contato permanente com a fase contínua. Esse padrão possui pequeno efeito no gradiente de pressão.

(2) Escoamento em Golfadas: a fase líquida é contínua, porém a fase gás se concentra em largas bolhas em forma de “projéteis”, mais conhecidas como bolhas de Taylor, que possui o diâmetro quase igual ao do duto além de possuir uma velocidade maior que a da fase líquida. Estas bolhas são separadas por tampões de líquido contínuo (golfadas) que passam

através do duto e contém pequenas bolhas de gás. Este padrão é bem comportado e ordenado, pois se repetem alternadamente, líquido e gás. Neste padrão, tanto o gás quanto o líquido possuem efeito significante no gradiente de pressão.

(3) Escoamento de Transição: quando comparado ao padrão de escoamento anterior, este padrão possui também regime de golfada, contudo sendo mais distorcido, caótico e espumado, além de apresentar uma intermitência muito intensa. As bolhas não possuem um formato igual, possuindo assim frequência irregulares e distribuição diferentes. Como há uma alta concentração de gás no local da golfada, a continuidade do líquido entre as sucessivas bolhas é destruída. Apesar do efeito da fase líquida ser significante, a fase gás é predominante.

(4) Escoamento Anular: este padrão possui uma continuidade da fase gás ao longo do centro do duto por conta da alta vazão de gás, onde esta fase se desloca com alta velocidade. A fase líquida se localiza nas paredes e se move como um filme de líquido e parcialmente na forma de névoa (gotículas). Neste caso, o gás arrasta a fase líquida e controla o gradiente de pressão. Caso haja uma redução na velocidade de gás a tal ponto em que cause o desabamento da fase líquida, o padrão agitante assume o lugar do escoamento anular.

(5) Escoamento de Bolhas Dispersas: este padrão ocorre quando há uma alta vazão de líquido, onde o líquido é a fase contínua e o gás é distribuído uniformemente em bolhas discretas. Essas bolhas se movimentam aproximadamente de forma retilínea no sentido ascendente e apresentam diâmetro menor do que no padrão de escoamento em bolhas.

Na Figura 5 segue uma ilustração dos padrões citados anteriormente. Figura 5 - Padrão de Escoamento Vertical Bifásico gás-líquido

2.2.3.2. Padrões de escoamento horizontal

(1) Padrão Estratificado: o gás e o líquido escoam separadamente por ação da gravidade, sendo a fase líquida escoando na parte inferior da coluna de produção, ambos em baixas vazões. Este padrão é subdividido em duas categorias que estão representadas pela Figura 6, sendo estratificado liso (1a) e estratificado ondulado (1b). O estratificado liso tem a configuração onde o escoamento da fase líquido fica na parte inferior, enquanto a fase gás na parte superior. O aumento da vazão de gás causa instabilidade na fase líquida dando origem ao estratificado ondulado.

Figura 6 - Escoamento Horizontal Para Padrão Estratificado

(2) Padrão Intermitente: é caracterizado com a alternância entre a fase líquida e a gasosa. Ele é subdividido em duas categorias que estão representadas pelas Figura 7, bolhas alongadas (2a) e golfadas (2b). Quando o escoamento é calmo e a fase líquida não possui gás livre, o padrão é chamado de bolhas alongadas. Isso pode ser visualizado melhor

Fonte: Shoham Modificado, 2006 Fonte: Shoham Modificado, 2006

na figura 4 abaixo, pois há a delimitação muito bem das fases. No caso de altas vazões, o líquido possui tanto bolhas de gás menores no escoamento quanto bolhas de Taylor, esta última localizada na parte superior da tubulação, tornando-se assim o padrão de golfada.

Figura 7 - Escoamento Horizontal Para Padrão Intermitente

(3) Padrão Anular: para este padrão existe duas categorias, que estão representadas pela Figura 8. Anular (3a), o qual basicamente ocorre o mesmo que foi explicitado anteriormente para poços verticais e anular ondulado (3b) que é quando a vazão da fase gasosa diminui em alguns trechos fazendo com que a fase líquida não fique completamente na parede do poço.

Figura 8 - Escoamento Horizontal Para Padrão Anular

(4) Padrão de Bolhas Dispersas: tem a fase gás distribuída em bolhas em uma fase contínua. Normalmente, as de maiores densidades das bolhas que se localizam na parte superior da tubulação, enquanto as menores, na parte inferior. Esse padrão ocorre a altas vazões.

Fonte: Shoham Modificado, 2006 Fonte: Shoham Modificado, 2006

Figura 9 - Escoamento Horizontal Para Padrão Bolhas Dispersas

2.3. Bombeio centrífugo submerso

2.3.1. Introdução

Em 1910 foi instalada a primeira bomba submersa em um poço de petróleo e a partir desta data até os dias atuais sua utilização tem sido comprovada na indústria de petróleo por ser eficiente em se tratando da produção tanto em poços de petróleo quanto de água. O método de elevação artificial por bombeio centrífugo submerso, é considerado bastante eficiente para produção de grandes volumes de fluidos a uma grande profundidade. O bombeio centrífugo submerso também é utilizado com algumas restrições para produção de fluidos muito viscosos, em poços em que há presença de gás livre, poços em que haja materiais abrasivos, poços que apresentem altas temperaturas, poços direcional e horizontal, além de ter aplicabilidade tanto em ambientes terrestres (onshore), quanto ambientes marítimos (offshore).

O sistema de bombeio centrífugo submerso consiste basicamente pelo motor elétrico trifásico, selo, separador de gás, bomba centrífuga de múltiplos estágios, cabos elétricos, cabeça de poço e transformador. Para a abordagem do

presente trabalho e melhor entendimento posterior, faz-se necessário explicitar alguns equipamentos e princípios de funcionamento desse método.

Figura 10 - Instalação de BCS

2.3.2. A bomba do bombeio centrífugo submerso

Assim, a bomba submersa utilizada no BCS possui múltiplos estágios. Cada estágio consiste em um rotor e um estator. O rotor, que consiste da parte móvel do estágio que faz com que a energia cinética do fluido aumente. Já o estator, estacionário, converte parcialmente a energia cinética em pressão que faz com que o fluido se eleve para o próximo estágio do bombeio centrifugo submerso. A bomba é responsável por transmitir energia ao fluido pelo

incremento da pressão. Abaixo na Figura 11 tem um esquema do funcionamento de um estágio e mostra o trajeto que o fluido percorre.

2.3.2.1. Desempenho das bombas BCS

A capacidade produtiva de uma bomba centrifuga submersa depende dos seguintes fatores: velocidade de rotação fornecida pelo motor elétrico de fundo, diâmetro do rotor, geometria do rotor, head que a bomba opera e propriedades termodinâmicas do fluido produzido como densidade e viscosidade.

Assim, cada fabricante das bombas centrífugas submersas fornece dados referentes às curvas características onde é mostrado o desempenho da mesma. Nela há informações sobre as curvas do head, eficiência e potência da bomba, conhecida também como potência hidráulica, por estágio em função da vazão volumétrica variando desde a vazão zero até a máxima vazão da bomba. Essas curvas são originalmente testadas experimentalmente com o fluido água, de acordo com as recomendações da norma pratica da

Figura 11 - Ilustração de um estágio da bomba de fluxo radial

American Petroleum Institute (API), que corresponde a massa especifica da

água de 1000 kg/m3_{, a uma temperatura de 60}o_{F, com uma velocidade de}

rotação a 3500 rpm e operando a 60Hz.

O head (H) representa a altura de elevação do fluido, que nada mais é que a energia específica que a bomba entrega ao fluido em forma de pressão e é expresso em ft. A diferença de pressão (P) se dá entre a pressão de descarga e a pressão de sucção da bomba, a qual ela é denominada ganho de pressão e é calculada e convertida em unidade de comprimento. Assim, temos que o head é:



 g P

P

H





A potência hidráulica (Ph) é a potência recebida pelo fluido quando

está sendo bombeado e sua unidade é expressa em HP (Prado, 2006). Ela é descrita pela equação abaixo:

P q

P_h   (12)

onde q representa a vazão volumétrica do fluido bombeado em m³/d.

A potência necessária para acionar a bomba é calculada pelo torque que é exercido pelo eixo (T) e pela velocidade angular (𝜔), ela é chama de potência mecânica (Pm) e tem como equação:

P_m T (13)

Por fim, temos que a eficiência da bomba (η) definida através da equação (14):

BHP c q H  





onde c é uma constante de conversão de unidades.

Figura 12 - Esquema do desempenho de uma bomba

A curva da bomba é gerada originalmente nas frequências 50 Hz e 60Hz. No entanto, as instalações de BCS podem dispor de variadores de frequência, dispositivos que permitem variar entre 30 a 90Hz, além de possibilitar uma execução de partidas suaves no sistema, diminuindo problemas com correntes altas de partida, obtendo assim um melhor desempenho do sistema. Com isso, quando se varia a frequência, o desempenho da BCS se modifica e, por tal, novas curvas devem ser geradas.

Através da “Recommended Pratice for Electric Submersible Pump

Testing”, API Recommended Practice 11S4, as leis das afinidades são Fonte: Maitelli, 2010.

definidas como as responsáveis pelas correções da vazão, head e potência da bomba. Para a nova vazão temos que será proporcional à variação de velocidade, indicado na equação (15). Já o novo head será proporcionalmente ao quadrado da variação da velocidade, mostrado na equação (16). E por fim, mostrado na equação (17), temos que a nova potência requerida pela bomba muda proporcionalmente ao cubo da variação da velocidade.

 

Q

Q





 

H

H





 

BHP

BHP





Figura 13 - Curva característica para uma etapa a uma frequência variável utilizando

a lei das afinidades.

2.3.2.2. Semelhanças das bombas BCS

Além do que foi explicitado anteriormente, as bombas de BCS são divididas em dois tipos, a de fluxo radial e fluxo misto. As bombas de fluxo radial têm menor capacidade de bombeamento e a descarga do fluido é na

30 Hz40 Hz 50 Hz 60 Hz 70 Hz Ponto de Operação 0.0 1000.0 2000.0 3000.0 4000.0 5000.0 6000.0 0.0 200.0 400.0 600.0 800.0 1000.0 1200.0 Head (ft) Vazão (bpd)

Curva característica de uma bomba

bombas de fluxo misto, a capacidade de bombeamento é elevada porque o fluxo se desloca tanto na direção radial como axial. As ilustrações da Figura 11 abaixo mostram comparativamente as geometrias das bombas de fluxo misto e radial. (Prado, 2006)

Figura 14 - Ilustração da diferença entre a geometria das bombas de fluxo radial e misto

De acordo do o gráfico mostrado na Figura 15, os dois tipos são capazes de manusear o gás livre, sendo que as bombas de fluxo radial manuseiam até cerca de 19%, enquanto as bombas de fluxo misto conseguem manusear uma maior quantidade, sendo cerca de 37%.

Figura 15 - Comparação do manuseio de gás entre os tipos de bombas pela fração de

gás livre.

2.3.3. Bombeio centrífugo submerso e o gás

2.3.3.1. Introdução

É bastante comum na indústria de petróleo a utilização de bombas centrífugas submersas operando em escoamento bifásico gás-líquido. O fato de termos um escoamento multifásico faz com que haja uma degradação severa devido as altas frações de gás na bomba, causando assim instabilidades na curva de ganho de pressão versus vazão.

2.3.3.2. Interferência do gás no BCS

A interferência do gás no bombeio centrífugo submerso provoca flutuações na vazão de saída da bomba e na carga imposta ao motor, o que acarreta em oscilações da corrente. Como consequência, a proteção de intertravamento atua para desligar o sistema BCS e preservar o equipamento contra danos mais severos, que possam resultar em falha do BCS. Com oscilações, desligamento e reinicializações, poderão ocorrer danos nos equipamentos, reduzindo a vida útil do sistema. (Freet e Mccaslin, 1992)

Assim, como forma de prevenção, faz-se necessário o acompanhamento da corrente elétrica do motor e o seu registro no tempo para diagnosticar eventuais problemas.

2.3.3.3. Eficiência de separação

Existem algumas correlações para estimar a instabilidade da bomba relacionadas a interferência do gás, dentre elas temos a correlação de (Turpin

et al., 1986) que é responsável por representar os limites de operação de uma

bomba em ambientes com gás. Esta correlação é representada na seguinte forma:

 





onde qs representa a vazão volumétrica do gás na entrada da bomba, Q é a

vazão volumétrica do líquido na entrada da bomba e Ps é a pressão de sucção

da bomba. Assim, quando o  < 1,0, dizemos que está em uma região de estabilidade da bomba e a bomba está operando próximo ou no best

efficiency point (BEP), que em português significa ponto de melhor

eficiência.

Figura 16 - Gráfico da correlção de Turpin

2.3.3.4. Métodos para solucionar a problemática do gás Fonte: Baker Hughes Modificada, 2009.

Como mostrado por (Wilson, 2003), a presença de gás livre gera um grande problema para o desempenho do BCS. Desta forma, a literatura mostra que algumas soluções podem ser adotadas para minimizar a interferência do gás, tais como:

 Utilizar a separação natural do gás  Utilizar separador de gás;

 Utilizar shroud e shroud invertido  Utilizar um manuseador de gás;

Figura 17 - Poços com produção de gás utilizando o método BCS com diferentes

configurações.(1) BCS com shroud, (2) separador de gás chamado Vortex (3) manuseador de gás avançado.

Assim para um melhor entendimento de cada possível solução citada acima, os tópicos subsequentes explicitarão cada ponto exposto anteriormente.

2.3.3.4.1. Separação natural

A separação natural do gás, também conhecida como separador de gás por fluxo reverso, é o método mais simples e eficiente que tem sido utilizada desde o inicio das operações de BCS para poços sem packer. Ela é utilizada para uma fração de gás livre baixa a moderada.

O princípio de funcionamento é assentar a bomba abaixo dos canhoneados fazendo com que haja a segregação gravitacional, forçando o líquido a mudar de trajeto e permitindo que o gás livre evacue pelo anular. Isso ocorre porque o líquido possui uma massa especifica maior que o gás. Contudo esse método só pode ser utilizado a baixas vazões, pois é preciso que a velocidade superficial do líquido seja bem menor que a das bolhas de gás, que normalmente são 0,5 ft/seg. (Takacs, 2009) Além de que é necessário a utilização do shroud para que haja a refrigeração do motor.

Figura 18 - Esquema do funcionamento do método de separação natural do gás em

uma bomba de BCS.

2.3.3.4.2. Separadores de gás

Em poços com uma alta razão gás-óleo, uma bomba padrão pode ser incrementada com um separador de gás para ajudar no desempenho da separação do gás livre antes que entre no primeiro estágio da bomba. Esta forma evita que haja o fenômeno chamado de gas locking.

O princípio de funcionamento de um separador de gás ocorre quando o fluido entra e passa por um indutor rotacional, que nada mais é que uma helicoide móvel giratória, que aumenta a pressão da mistura. Depois passa o fluido para a câmara de separação, que é onde muda a trajetória do fluido, onde o fluido com maior massa especifica é forçado para a parede, enquanto o fluido de menor massa especifica no caso o gás, permanece ao centro. A separação é causada pela força centrífuga criada pelo rotor do separador. O gás, então, é direcionado para o anular e produzido, enquanto o fluido é direcionado para a entrada dos estágios da bomba e é bombeado até a superfície.

Figura 19 – Primeiro separador gás-líquido rotativo chamado paddle-wheel com o

indutor.

De acordo com (Takacs, 2009), a eficiência de separação de qualquer separador de gás depende de dois fatores: o tempo em que o fluido permanece na câmara de separação e a magnitude em que ocorre a turbulência no separador. E como mostrado na figura abaixo, quando maior a vazão, menor será a eficiência de separação por causa da velocidade da mistura entrando no separador de gás.

Figura 20 - Gráfico da eficiência de separação utilizando a Centrilift série 400

2.3.3.4.3. Configurações de shrouds

Além dos métodos citados acima, o BCS com shroud é utilizado para direcionar o fluxo e utiliza a segregação gravitacional como aliada. Para que isso aconteça, o shroud fica localizado abaixo dos canhoneados ao redor do motor onde sua extremidade inferior fica aberta, forçando assim o líquido a seguir uma rota para baixo, enquanto o fluxo de gás é elevado para superfície. Além disso, para que o líquido seja redirecionado para baixo, segundo (Tacaks, 2009) faz-se necessário que sua velocidade superficial seja menor que 0,5 ft/seg para que aumente a separação gás-líquido.

Já no caso em que a configuração do sistema tenha que estar acima dos canhoneados, adota-se o shroud invertido onde apenas a extremidade superior do shroud fica aberta e ele fica fixado na entrada da bomba agindo como um separador de gás de fluxo reverso. A utilização desse ultimo método é vantajoso para poços com configuração horizontal sob efeitos do escoamento do tipo de golfadas, já que o shroud

invertido acaba se tornando um reservatório de líquido, garantindo que o fluido na entrada da bomba seja apenas líquido.

Figura 21 - Ilustração da utilização do shroud e shroud invertido

2.3.3.4.4. Formas de manusear o gás

A seção anterior mostrou como o gás livre pode ser evitado na entrada da bomba de BCS e como o gás pode ser separado antes de entrar nos estágios da bomba no caso em que ele consiga entrar no sistema de BCS. Caso nenhuma dessas opções acima possa ser adotada, faz-se necessário a modificação da configuração do sistema, seja por adicionar mais estágios ou pela utilização de equipamentos especiais.

2.3.3.4.4.1. Superdimensionamento de estágios

O superdimensionamento ocorre no intuito de utilizar mais estágios na bomba do que normalmente o sistema requeira. Isso faz com que haja uma compensação para os primeiros estágios da bomba que sofre a interferência do gás, pois ajuda a manusear o gás livre dentro dos estágios da bomba.

2.3.3.4.4.2. Manuseadores de gás

Os manuseadores de gás são equipamentos especiais que são instalados para melhorar a eficiência do BCS com relação a produção de gás livre. Seu principio de funcionamento promove a recirculação do fluido através dos estágios da bomba, com o objetivo de diminuir o tamanho das bolhas de gás, resultando assim em uma dificuldade de segregação das fases, consequentemente tendo uma homogeneização do escoamento.

Desta forma, a tolerância do BCS aumenta em manusear gás facilitando assim a elevação do fluido até a superfície. Um exemplo de um manuseador de gás é a bomba centrífuga chamada de Poseidon que contem rotores helicoaxial e estatores que promovem um fluxo axial suave, fazendo com que os estágios proporcionem um escoamento com uma distribuição quase homogênea. Isto ocorre porque a velocidade do fluxo radial que é responsável pela segregação no rotor é quase que eliminada por causa da pouca força centrifuga desenvolvida no fluxo axial, em adição temos também uma eficiência de mistura muito boa das fases. Esse manuseador pode trabalhar com a pressão de sucção da bomba contendo mais de 75% de gás livre.

Figura 22 - Ilustração da comparação de uma bomba fluxo misto e um manuseador

de gás Poseidon

2.3.3.4.4.3. Associação de bombas em série

Por fim temos uma solução bastante eficiente quando se trata de manusear gás, que são chamadas de associação de bombas em série. Esse método utiliza pelo menos a mistura de dois tipos de configuração dos estágios da bomba

2.4.

Tipos geométricos de poços utilizando o BCS

Normalmente, os poços são classificados em três tipos: vertical, direcional e horizontal. Os poços verticais são aqueles que são perpendiculares a superfície. Enquanto, os direcionais são poços que possuem o controle de ângulo para atingir o objetivo desejado. Já os horizontais são poços em que possuem um trecho paralelo a superfície.

Nos poços que possuem a classificação horizontal, há uma grande tendência em formar grandes bolhas de gás por causa da segregação gravitacional dos fluidos, formando assim um escoamento por golfadas. É sobre esta problemática que o presente trabalho está fundamentado.

Figura 23 - Ilustração de um poço direcional com BCS

2.4.1. Métodos alternativos para solucionar o problema do gás em poços horizontais

2.4.1.1. Instalação da bomba no trecho horizontal

Assentando a bomba no trecho horizontal é uma forma de evitar o surgimento do padrão de escoamento por golfada e evitar um ganho de

drawdown. Este método tem se mostrado bastante eficiente, contudo contém

alguns riscos em sua instalação acarretando em problemas, como: em caso de produção de partículas sólidas – porque a bomba pode ficar presa -, quando o dogleg excede a flexibilidade da bomba, o cabo pode ser facilmente danificado, grande extensão do cabo implica em custos, perdas elétricas e falhas.

2.4.1.2. Tubo extensor

A utilização de um tubo extensor no trecho horizontal facilita a produção de apenas líquido, já que tem a vantagem dos poços horizontais ocorrem a segregação gravitacional facilmente, sendo fase gás localizada na parte superior do poço enquanto a líquida na inferior, além de eliminar os

problemas causados pela instalação da bomba no trecho horizontal, possibilitando o assentamento da bomba no trecho vertical. (Freet e Mccaslin, 1992)

2.4.1.3. Adição de líquido no anular

A adição de um líquido no anular faz com que a fração volumétrica de gás seja reduzida, evitando fenômenos como gas lock. Esta adição pode ser de água. Esse método ajuda: amenizar a queda de pressão, melhora o desempenho da bomba, aumenta a vazão, estabiliza parâmetros de produção – pressões, variáveis elétricas do BCS e temperatura- e minimiza o padrão de escoamento por golfadas. (Vieira et al., 2015)

__________________________________________

Capítulo 3

3. Metodologia e desenvolvimento

3.1. Dimensionador BCS

A análise dos dados do poço proposta no presente trabalho foi realizada através do dimensionador de BCS, idealizado e desenvolvido no Laboratório de Automação em Petróleo (LAUT) da Universidade Federal do Rio Grande do Norte utilizando a linguagem de programação Visual Basic for Applications (VBA) da plataforma

Microsoft Office Excel.

A partir dele, é possível inserir os dados de entrada como as características do poço – o revestimento, coluna de produção, definir as profundidades de assentamento da bomba, dos canhoneados e profundidade de referência –, assim como as propriedades do fluido – grau API, BSW, densidade relativa da água e gás –, como também as possíveis correlações para o escoamento multifásico. Além disso, através deste programa é possível inserir diferentes configurações de poços, seja: vertical, horizontal e direcional. (Oliva, 2013)

Após a inserção dos dados de entrada, o programa fornece ao usuário como resultado um relatório onde contém parâmetros essenciais com o intuito de alertar sobre as possíveis situações encontradas no sistema que ainda possam estar inadequadas. Esses parâmetros são: curva do índice de produtividade – onde se tem pressão estática, pressão no revestimento, vazão de teste, pressão de teste e vazão máxima pela IPR –, condições de operação – que possui informações sobre nível dinâmico, frequência, pressão na cabeça, altura total de elevação, fração de gás na sucção da bomba –, separação de gás – eficiência do separador de gás, eficiência de

Alhanati e eficiência de separação combinada –, informações sobre a bomba –

quantidade total de estágios, altura de elevação, potencia absorvida pela bomba, método de cálculo utilizado –, manipulador de gás, motor, selo e cabo.

Com os dados do relatório do dimensionador foi realizado de forma a identificar o padrão de escoamento e ratificar a existência do problema, embora não se tenha recorrido ao cenário ideal das simulações transientes.

3.2. Interfaces do dimensionador BCS

No presente trabalho é imprescindível a análise do poço horizontal. Para isso, na tela onde traça o perfil do poço direcional, faz-se necessário a inserção de dados condizentes a profundidade medida, profundidade vertical, afastamento e azimute, já que o poço estudado possui um trecho reto com cerca de 1000m de extensão. A figura abaixo mostra em um gráfico o perfil do poço estudado e o respectivo dogleg máximo admissível.

Figura 24 - Interface do poço direcional no dimensionador BCS

Na tela referente ao índice de produtividade, é possível a inserção dos dados da pressão de teste, vazão de teste, pressão na cabeça, pressão no revestimento, pressão de saturação e a vazão desejada de operação. Como resultado, é calculado o

mostrado em outro gráfico o nível dinâmico e o nível da sucção da bomba. Após isso, torna-se possível checar através das validações que o programa possui se há algo incoerente.

Figura 25 - Interface dos dados para a curva IPR no dimensionador BCS

Na tela referente ao separador de gás é possível cadastrar a eficiência do separador de gás e analisar através do gráfico se o ponto de operação encontra-se em uma região de operação instável ou estável. Como resultado, o dimensionador disponibiliza os resultados calculados da pressão de sucção, vazão total de fluidos, vazão de gás e fração volumétrica de gás antes e depois da separação.

Figura 26 - Interface do separador de gás no dimensionador BCS

Na tela do manipulador de gás, é possível inserir o dado sobre a quantidade de estágios e selecionar também tipo de bomba utilizada no projeto. Além disso, através do gráfico da curva do head é possível saber se a bomba manipuladora está operando dentro da faixa recomendada de operação, como assinalada na ilustração abaixo. Além disso, como dados de saída calculados ele fornece o head por estágio, potência por estágio, head total fornecido pelo manipulador, potência. absorvida pelo manipulador, altura total de elevação restante, pressão de sucção e descarga do manipulador.

Figura 27 - Interface do manipulador de gás do dimensionador BCS

Por fim, temos a interface dos dados da bomba, onde pode ser inserido a frequência de operação da bomba, o fabricante da bomba e o modelo da bomba.

Fonte: Dimensionador BCS Fonte: Dimensionador BCS

desejado. Como no presente trabalho, já foi fornecido o número de estágios, então foi inserido manualmente no botão meta a quantidade de estágios a ser trabalhado. Nesta tela, também é possível observar a curva do head e se o ponto de operação da bomba está dentro ou não da faixa recomendada. Os parâmetros calculados pelo dimensionador são: head total fornecido pela bomba e potência absorvida pela bomba.

Figura 28 - Interface para os dados da bomba do dimensionador BCS

3.3. Equação de perda de carga na tubulação

Na maioria dos problemas que envolvem escoamento bifásico gás/líquido, faz-se necessário o cálculo da perda de carga ao longo de uma tubulação. Assim, devido a enorme complexidade da identificação da presença dos diversos padrões de escoamento, utiliza-se a correlação de (Beggs e Brill, 1973) para descobrir a perda de carga, já que está considera tanto os padrões de escoamento, o escorregamento das fases, além de incluir a possibilidade de cálculo para tubulações inclinadas, bem como horizontais e verticais. Abaixo, encontra-se a equação de perda de carga total ao longo de uma tubulação onde o primeiro termo é a perda de carga por causa da elevação, o segundo por causa da fricção que há no interior da tubulação e, por fim, o termo da aceleração.

   

 

 







__________________________________________

Capítulo 4

4. Resultados e discussões

Este capítulo apresenta e discute os resultados obtidos para os testes de desempenho de duas composições de bombas BCS em um poço horizontal a uma razão gás-óleo de 50m³/m³, mostrando o regime de escoamento, a perda de carga no trecho horizontal, um comparativo do comportamento das bombas, número de estágios requeridos e a separação do gás.

Primeiramente, são mostrados os dados de entrada inseridos no dimensionador de BCS. Em seguida, o perfil direcional do poço do presente trabalho, para então serem apresentados os resultados comparativos encontrados para primeira composição a qual tem a combinação de uma bomba G12, manuseadora de gás, e P8, ambas do fabricante Baker com um motor Baker MSP1 – 72HP – 1185V – 39A e da segunda composição que é com uma bomba Baker P4 e motor Baker MSP1 – 63HP – 1035V – 39A, devendo ressaltar que ambas configurações possuem a utilização de shrouds. Por último, é explicitado e realizado uma análise gráfica amperimétrica e da submergência da bomba do poço.

4.1. Dados de entrada do dimensionador BCS

Na tabela abaixo se encontram os dados de entrada utilizados no dimensionador de BCS com as respectivas informações das propriedades dos fluidos, características do poço, correlações utilizadas para os cálculos e o comparativo das composições das bombas e motores utilizados no presente trabalho.

Tabela 1 - Parâmetros de entrada do dimensionador BCS

Parâmetros de Entrada Valores

Grau API 25

Densidade Relativa do Gás 0,80

Densidade Relativa da Água da Formação 1,05

RGO (m³/m³) 50

BSW (%) 45

Pressão Estática (kgf/m²) 75

Pressão Revestimento do Poço (kgf/m²) 2

Profundidade Medida da Bomba (m) 1180

Profundidade Medida de Referencia (m) 2571 Pressão na Cabeça do Poço (kgf/m²) 14

Pressão de Fluxo no Fundo do Poço (kgf/m²)

35

Pressão de Saturação (kgf/m²) 28

Vazão Total de Água e Óleo (m³/d) 42

Temperatura no Fundo do Poço (o_{C) 55}

Temperatura na Cabeça do Poço (o_{C) 30}

Revestimento de Produção (pol) 7

Coluna de Produção (pol) 2 7/8

Shroud (pol) 4,892

Cabo Elétrico 4 AWG

Bare

IPR Vogel

Correlações de Fluxo Multifásico Beggs & Brill

Tabela 2 - Composição dos equipamentos

BOMBAS MOTORES

COMPOSIÇÃO 1

(MAR/15 – FEV/16) estágios) G12 (36 estágios) P8 (130 MSP1 72HP 1185V 39A COMPOSIÇÃO 2

(FEV/16 – HOJE)

P4 (215 estágios) MSP1 63HP 1035V 39A

4.2. Análise do perfil direcional do poço

A partir do dimensionador de BCS e dos dados de entradas com as coordenadas do poço (profundidade medida, inclinação, direção, profundidade vertical, cota, afastamento) foi possível traçar o perfil direcional do poço, o qual mesmo apresentou um trecho com cerca de 1000m horizontal, onde os canhoneados estão localizados a uma profundidade medida de 2571m, a uma profundidade vertical de

892,79m e com um afastamento de 2052,18m. Enquanto que a bomba encontra-se a uma profundidade medida de 1180m, profundidade vertical de 768,60m e com um afastamento de 682,42m.

Outro parâmetro que foi analisado é o dogleg, onde podemos observar que está dentro do limite exigido pela indústria do petróleo, já que para poços equipados com BCS com revestimentos de 7 polegadas, o dogleg máximo admissivel é de 4º/30m e a instalação da bomba centrífuga deve ser instalada onde o dogleg apresente o menor valor possível, sendo no máximo 1º/30m, como é perceptível nos gráficos abaixo. (Mendonça, 2014)

Figura 29 - Gráficos do perfil direcional do poço e seu respectivo dogleg

4.3. Dados da composição 1

A curva de head referente a bomba manipuladora de gás G12 da Baker utilizado na composição 1 apresentou os seguintes parâmetros:

Tabela 3 - Parâmetros da bomba manipuladora de gás composição 1

Parâmetros Relacionados a Bomba Manipuladora de Gás G12 Número de estágios

Head por estágio (ft/estágio) 13,48 36

Potência por estágio (BHP/estágio) 0,07

Head total fornecido pelo manipulador (ft) 485,34

Potência absorvida pelo manipulador (HP) 2,40

Altura total de elevação restante (m) 554,87

Pressão na sucção do manipulador (kgf/cm²) 20,31 Pressão na descarga do manipulador

(kgf/cm²)

33,68

Figura 30 - Curva do head da bomba manuseadora de gás G12

A curva de head referente a bomba a P8 da Baker utilizado na composição 1 apresentou os seguintes parâmetros:

30 Hz 40 Hz 50 Hz 60 Hz 70 Hz Ponto de Operação 0 10 20 30 40 50 60 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 Head (ft) Vazão (bpd)

Curva do Head Bomba G12

Head 60Hz Head 30Hz Head 40Hz

Head 50Hz Head 70Hz Head BEP

Head Qmin Head Qmax Ponto de Operação

Tabela 4 - Parâmetros relacionados a bomba P8 da composição 1

Parâmetros Relacionados a Bomba P8

Frequência de operação da bomba (Hz) 36,11

Vazão desejada de operação (bpd) 264,20

Numero de estágios calculados pelo dimensionador

126

Numero de estágios fixados pelo projeto 130

Head total fornecido pela bomba (ft) 1821,82

Potência absorvida pela bomba (HP) 7,28

Viscosidade na sucção da bomba (cP) 6,52

Head por estágio (ft/estágio) 14,01

Potência por estágio (BHP/estágio) 0,06

Eficiência (%) 47,30

Tabela 5 - Parâmetros de saída relacionado a composição 1

Parâmetros de Saída Relacionados a Bomba P8

Condições de Operação da Bomba Sucção Descarga

Pressão (kgf/cm²) 33,7 88,9

Vazão de óleo (m³/d) 24,4 25,8

Vazão de gás (m³/d) 7,4 0,6

Vazão de água (m³/d) 19,2 19,2

Vazão total de líquidos (m³/d) 43,6 45,1

Fração volumétrica de gás (%) 14,6 1,4

Densidade relativa do líquido 0,94 0,92

Viscosidade da mistura (cP) 5,62 7,19

Razão de solubilidade (scf/STBO) 70,3 226,5

Tabela 6 - Separação da composição 1

SEPARAÇÃO COMPOSIÇÃO 1 ANTES DEPOIS

Vazão Total de Fluidos (m³/d) 69,0 51,1

Vazão de Gás (m³/d) 25,3 7,4

Figura 31 - Curva do head da bomba P8 Fonte: Dimensionador BCS

Através das tabelas da bomba manipuladora de gás e da bomba é possível perceber que o número de estágios estipulado no projeto apresentou-se sempre maior que o número de estágios requeridos calculado pelo dimensionador de BCS, o que indica que foi determinada uma margem de segurança ao superdimensionar os estágios ao colocar uma pressão na cabeça do poço maior que a encontrada em campo, já que para poços com a presença de gás isso significa um mecanismo de melhorar a separação do gás em um escoamento bifásico.

Outro ponto a ser atentado, é que a partir dos gráficos mostrados acima da curva head fornecida pelo manipulador de gás e a curva de head da bomba, o ponto de operação encontra-se fora do intervalo recomendado para o melhor funcionamento. Isso ocorreu visto que os parâmetros predeterminados para o projeto não foram condizentes ao enfrentado na prática, havendo assim uma discrepância de resultado, impactando em uma eficiência de funcionamento do sistema de 47,30%, como mostrado na Tabela 4.

30 Hz 40 Hz 50 Hz 60 Hz 70 Hz Ponto de Operação 0.0 1000.0 2000.0 3000.0 4000.0 5000.0 6000.0 7000.0 8000.0 0.0 200.0 400.0 600.0 800.0 1000.0 1200.0 1400.0 1600.0 1800.0 2000.0 Head (ft) Vazão (bpd)

Curva do Head da Bomba P8

60 Hz 30 Hz

40 Hz 50 Hz

70 Hz Head BEP

Head Qmin Head Qmax