Automação de uma planta piloto para estimação de vazão em poços injetores multizonas a partir de perfis de temperatura

UNIVERSIDADEFEDERALDO RIO GRANDE DO NORTE

UNIVERSIDADEFEDERAL DORIOGRANDE DO NORTE CENTRO DETECNOLOGIA

PROGRAMA DEPÓS-GRADUAÇÃO EMENGENHARIAELÉTRICA E DECOMPUTAÇÃO

Automação de uma Planta Piloto Para

Estimação de Vazão em Poços Injetores

Multizonas a Partir de Perfis de Temperatura

Werbet Luiz Almeida da Silva

Orientador: Prof. Dr. Andrés Ortiz Salazar

Dissertação de Mestrado apresentada ao Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica e de Computação da UFRN (área de concentração: Automação e Sistemas) como parte dos requisitos para obtenção do título de Mestre em Ciências.

Número de ordem PPgEEC: M527

Natal, RN, Junho de 2018

Silva, Werbet Luiz Almeida da.

Automação de uma Planta Piloto Para Estimação de Vazão em Poços Injetores Multizonas a Partir de Perfis de Temperatura / Werbet Luiz Almeida da Silva. -2018.

123f.: il.

Orientador: Andrés Ortiz Salazar

Dissertação (Mestrado) - Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Cen-tro de Tecnologia, Programa de Pós-graduação em Engenharia Elétrica e de Computação, Natal, 2018.

1. Perfil de temperatura - Dissertação. 2. Medição de vazão - Dissertação. 3. Poços multizonas - Dissertação. 4. Instrumentação - Dissertação. I. Salazar, Andrés Ortiz. II. Título.

Aos meus pais, meu irmão, toda

minha família e amigos.

Agradecimentos

Ao meu orientador, Prof. Dr. Andrés Ortiz Salazar pela oportunidade de desenvolver este trabalho e pelos ensinamentos.

Aos companheiros de trabalho (e também amigos): Daniel Coxinha, Verivan, Diego Moura, Raul, Alexandre, Léo, Yasmin, Kássio, Dayse, José Geraldo, Fernando e Mar-cela pelas contribuições e troca de experiências durante o desenvolvimento do trabalho e resolução de problemas.

Aos amigos e companheiros do LAMP: Glauco Pescocito, Carlos quexada, Rafael, Gus-tavo, Felipe Magoo, Alan Carequinha, Ronaldo, Fabrissom, Victor Fura Olho, Renan, Xiankleber Leão Lobo, Gabriel Apito, Heitor, Elvis, Neto, Thomaz, João Paulo Cavani e Pillon, pelas contribuições e momentos de descontração.

Aos funcionários da universidade Maria Prefeita e Seu Raimundo, pelos momentos de descontração e pelo apoio na manutenção do nosso ambiente de trabalho.

Aos demais colegas de pós-graduação, pelas críticas e sugestões. Aos meus amigos, pela compreensão nos momentos de ausência.

À minha mãe Luzineide, Meu pai William Luiz, meu irmão Wilde Luiz e à toda minha família pelo apoio incondicional e confiança durante esta jornada e toda a minha vida. À CAPES, pelo apoio financeiro.

Resumo

Uma planta piloto foi construída no Laboratório de Avaliação de Medição em Petróleo (LAMP) para avaliar métodos de estimação da distribuição de vazão em poços injetores multizonas através de modelos de transmissão de calor. Este trabalho desenvolveu um sistema de automação constituído de uma estrutura de sensores, elementos de aciona-mento e um software de monitoraaciona-mento, visando controlar as variáveis necessárias para a execução dos processos operacionais na planta construída. Foram utilizados sensores de vazão, nível e temperatura, além de atuadores como válvulas e bombas, conectados a um controlador lógico programável da WEG , modelo: TPW03 60HT-A, que é responsá-R

vel pela concentração dos dados e comunicação com um supervisório implementado em Elipse SCADA. Essa estrutura permitiu a aquisição dos dados necessários para a ava-R

liação do método de estimação de vazão a partir de medições de temperaturas ao longo da coluna de injeção do poço protótipo. Os sensores de vazão permitiram a comparação dos valores medidos e estimados com o modelo matemático. Foram realizadas adequa-ções à estrutura inicialmente projetada e repetidas as experiências visando melhorar as condições de operação com o objetivo diminuir as incertezas de medições anteriores.

Palavras-chave: Perfil de temperatura, Medição de Vazão, Poços Multizonas, Instru-mentação.

Abstract

A pilot system was built at the Laboratório de Avaliação de Medição em Petróleo (LAMP) to evaluate estimation methods of flow distribution in multizone injection wells by heat transmission models. In this work an automation system was developed with a sensor structure, actuators and a monitoring software, to control the variables needed to the process simulation of water injection in the plant built. The follow equipement were used: flow, level and temperature sensors, and actuators like valves and pumps, all connected to a programmable logic controller by WEG , model: TPW03 60HT-A, thatR

is able to concentrate the data and communicate with a monitoring system implemented in Elipse SCADA software. This structure acquired data to evaluate the flow estima-R

tion method from temperature measurements throughout the simulated injection tubing. The flow sensors allowed the comparison of the measured and estimated values with the mathematical model. Adjustments were made in the original designed structure and the experiments were repeated in order to reduce the measurement uncertainty obtained in previous tests.

Keywords: Temperature Profile, Flow Measurements, Multizoned Wells, Instrumen-tation.

Sumário

Sumário i

Lista de Figuras iii

Lista de Tabelas vii

Lista de Símbolos e Abreviaturas ix

1 Introdução 1 1.1 Motivação . . . 2 1.2 Contribuições . . . 2 1.3 Organização do Texto . . . 3 2 Aspectos Teóricos 5 2.1 Métodos de Recuperação . . . 5 2.2 Injeção de Água . . . 7 2.3 Poços Multizonas . . . 9 2.4 Perfil de Injetividade . . . 10

2.5 Sensores de Temperatura Distribuídos (DTS) . . . 12

2.6 Solução de Ramey . . . 13

2.7 Projeto Conceitual do Protótipo . . . 16

2.8 Metodologia de Medição . . . 21 3 Descrição da Planta 23 3.1 Instalações Físicas . . . 23 3.2 Operação . . . 25 3.3 Instrumentação . . . 28 3.3.1 Controlador Lógico-Programável . . . 30 3.3.2 Sensores de Temperatura . . . 35 3.3.3 Sensores de Vazão . . . 39 3.3.4 Sensores de Nível . . . 43 4 Sistema de Aquecimento 45 4.1 Estrutura Mecânica . . . 46 4.2 Estrutura Elétrica . . . 47 4.3 Estrutura de Controle . . . 50 4.3.1 Modelagem . . . 51 i

5 Sistema Supervisório 59

6 Resultados 65

6.1 Ajuste de offset - Temperatura do Aquecedor . . . 65

6.2 Comportamento da Temperatura no Poço Injetor . . . 68

6.3 Perfis de Temperatura . . . 75

7 Conclusão 79 Referências bibliográficas 81 A Manual de Operação da Planta 85 A.1 Sistema de Aquecimento . . . 85

A.2 Protótipo de Monitoramento de Injeção . . . 86

B Layouts 89 B.1 Layout - Cabeamento do CLP WEG TPW03 . . . 89

B.2 Esquema Elétrico - Quadro CLP WEG TPW03 . . . 89

B.3 Esquema Elétrico - Inversores de Tensão . . . 89

Lista de Figuras

2.1 Esquemas de injeção. (a) Injeção periférica. (b) Injeção em malhas. Fonte: Rosa et al. (2006). . . 9 2.2 Poço injetor multizonas e equipamentos de superfície típicos. Fonte:

Re-ges (2016). . . 10 2.3 Tecnologia DTS. Fonte: Autoria própria (2018). . . 12 2.4 Camadas da estrutura de um poço injetor real. Fonte: Adaptada de Lima

(2017). . . 15 2.5 Modelo de poço injetor multizonas adotado como referência. Fonte:

Adap-tada de Lima (2017). . . 17 2.6 Perfis de temperatura de acordo com a vazão injetada. Fonte: Lima

(2017). . . 18 2.7 Zona de transporte idealizada. Fonte: Lima (2017). . . 18 2.8 Dimensões físicas do protótipo do poço injetor. Fonte: Lima (2017). . . . 19 2.9 Vista do topo - ilustração do projeto do protótipo. Fonte: Lima (2017). . . 20 2.10 Poço protótipo construído no LAMP. Fonte: Autoria própria (2018). . . . 20 2.11 Camadas da estrutura de um poço injetor real. Fonte: Lima (2017). . . 21 3.1 Imagem aérea - estrutura física de engenharia do Laboratório de

Avalia-ção de MediAvalia-ção em Petróleo da UFRN. Fonte: Autoria própria (2018). . . 24 3.2 Diagrama do processo. Fonte: Autoria própria (2018). . . 26 3.3 Arquitetura do sistema. Fonte: Autoria própria (2018). . . 28 3.4 Controlador lógico-programável WEG TPW03 - unidade básica. Fonte:R

Autoria própria (2018). . . 30 3.5 Tela princial - software TPW03-PCLINK. Fonte: Autoria própria (2018). 31 3.6 Circuito esquemático da placa de condicionamento. Fonte: Autoria

pró-pria (2018). . . 32 3.7 Componentes típicos de uma malha de transmissão de sinal de corrente

de 4 à 20 mA. Fonte: Freitas (2016). . . 32 3.8 Módulo de expansão TPW03-8AD para aquisição de sinais analógicos do

CLP. Fonte: Autoria própria (2018). . . 33 3.9 Quadro de instalação construído para abrigar o CLP e componentes

auxi-liares. Fonte: Autoria própria (2018). . . 34 3.10 Sensor de temperatura PT100. Fonte: Autoria própria (2018). . . 35 3.11 Esquemas elétricos de medição de temperatura a partir de sensores RTD.

Fonte: Autoria própria (2018). . . 37 iii

3.13 Estrutura típica de sensores eletromagnéticos de vazão. Fonte: Autoria própria (2018). . . 39 3.14 Componentes internos de tubos medidores eletromagnéticos de vazão.

Fonte: Adaptada de Crabtree (2009). . . 40 3.15 Tamanho de tubos medidores. Fonte: Webster (1998). . . 41 3.16 Sensores de vazão instalados na planta. Fonte: Autoria própria (2018). . . 42 3.17 Medição de nível com sensores ultrassom. Fonte: Autoria própria (2018). 43 4.1 Malha de controle de temperatura. Fonte: Autoria própria (2018). . . 45 4.2 Sistema de aquecimento do Laboratório de Avaliação de Medição em

Pe-tróleo. Fonte: Autoria própria (2018). . . 47 4.3 Estrutura elétrica. Fonte: Autoria própria (2018). . . 47 4.4 Resistor de imersão. Fonte: Autoria própria (2018). . . 48 4.5 Conexão elétrica dos resistores de imersão. Fonte: Autoria própria (2018). 48 4.6 Relé de Estado sólido: (a) Desenho da vista do topo do dispositivo; (b)

Relé real. Fonte: Autoria própria (2018). . . 49 4.7 Diagrama de blocos dos componentes da malha de controle. Fonte:

Au-toria própria (2018). . . 50 4.8 Resposta a um degrau de potência de 18 kW para o sistema real. Fonte:

Autoria própria (2018). . . 53 4.9 Atraso de transporte do sistema. Fonte: Autoria própria (2018). . . 53 4.10 Resposta ao degrau dos sistemas simulado e real. Fonte: Autoria própria

(2018). . . 54 4.11 Diagrama do Processo. Fonte: Autoria própria (2018). . . 57 4.12 Diagrama do processo e sinais envolvidos. Fonte: Autoria própria (2018). 58 5.1 Tela principal do supervisório implementado. Fonte: Autoria própria

(2018). . . 61 5.2 Animação do estado de operação das válvulas. Fonte: Autoria própria

(2018). . . 62 5.3 Indicação de velocidade atual e mudança de velocidade de rotação das

bombas. Fonte: Autoria própria (2018). . . 62 5.4 Janela com os perfis de temperatura da planta. Fonte: Autoria própria

(2018). . . 63 5.5 Modelo de relatório gerado pelo supervisório. Fonte: Autoria própria

(2018). . . 63 5.6 Janela de gerenciamento do sistema de aquecimento. Fonte: Autoria

pró-pria (2018). . . 64 6.1 Variação da temperatura dos sensores e offset observado. Fonte: Autoria

própria (2018). . . 66 6.2 Variação da temperatura dos sensores após a subtração do valor de offset

6.3 Variação da temperatura dos sensores após a subtração do valor de offset

direto no controlador N2000. Fonte: Autoria própria (2018). . . 68

6.4 Evolução da temperatura nos sensores TT00, TT04 e TT09 - Etapa de testes de 2017. Fonte: Autoria própria (2018). . . 69

6.5 Variação da temperatura nos sensores TT00, TT04 e TT09 - Etapa de testes de 2017. Fonte: Autoria própria (2018). . . 70

6.6 Evolução da temperatura nos sensores TT10, TT12 e TT15 para os testes do dia 26 de janeiro de 2017. Fonte: Autoria própria (2018). . . 71

6.7 Variação da temperatura nos sensores TT12, TT12 e TT15 para os testes do dia 26 de janeiro de 2017. Fonte: Autoria própria (2018). . . 71

6.8 Temperatura nos sensores TT00, TT04 e TT09 para os testes de 2018. Fonte: Autoria própria (2018). . . 72

6.9 Variação da temperatura nos Sensores TT00, TT04 e TT09 para os testes de 2018. Fonte: Autoria própria (2018). . . 73

6.10 Temperatura nos sensores TT10, TT12 e TT15 para os testes de 2018. Fonte: Autoria própria (2018). . . 74

6.11 Variação da temperatura nos sensores TT10, TT12 e TT15 para os testes de 2018. Fonte: Autoria própria (2018). . . 74

6.12 Regiões de análise dos perfis de temperatura. Fonte: Autoria própria (2018). 75 6.13 Perfil de Temperatura - Vazão zona 1 = 18 litros/min. - Vazão zona 2 = 18 litros/min. Fonte: Autoria própria (2018). . . 76

6.14 Perfil de Temperatura - Vazão zona 1 = 15 litros/min. - Vazão zona 2 = 15 litros/min. Fonte: Autoria própria (2018). . . 77

6.15 Perfil de Temperatura - Vazão zona 1 = 15 litros/min - Vazão zona 2 = 5,1 litros/min. Fonte: Autoria própria (2018). . . 78

A.1 Disjuntores Dx dos resistores de imersão. . . 85

B.1 Encaminhamento de cabos dos sensores da planta. . . 90

B.2 Esquema elétrico - Quadro do CLP WEG TPW03 - Parte 1. . . 91

B.3 Esquema elétrico - quadro do CLP WEG TPW03 - Parte 2. . . 92

B.4 Esquema Elétrico - Inversores de Tensão. . . 93

B.5 Esquema Elétrico - Quadro do aquecedor. . . 94

B.6 Esquema Elétrico - Quadro do aquecedor. . . 95

B.7 Esquema Elétrico - Quadro do aquecedor. . . 96

B.8 Esquema Elétrico - Quadro do aquecedor. . . 97

B.9 Esquema Elétrico - Quadro do aquecedor. . . 98

Lista de Tabelas

3.1 Relação dos instrumentos instalados na planta. . . 25 3.2 Relação de endereço de comunicação em rede dos equipamentos. . . 29 4.1 Parâmetros da simulação . . . 54 4.2 Lógica de Modulação das chaves de estado sólido a partir do sinal de

controle. . . 58 5.1 Matriz de causas e efeitos: intertravamentos do supervisório. . . 61 6.1 Relação das médias de temperatura para os perfis. . . 78

Lista de Símbolos e Abreviaturas

A coeficiente de Relaxação

Aa coeficiente da equação de resposta do sensor Ar área da seção da tubulação

B coeficiente da equação de resposta do sensor B_c campo magnético

C coeficiente da equação de resposta do sensor

E_entra energia aplicada

E_sai energia dissipada

E_sistema Energia do sistema

L_{f luido} nível de enchimento

L_v nível total do tanque

Q vazão

Q_entra quantidade de energia térmica aplicada

Qsai quantidade de energia térmica dissipada

R0 resistência do sensor em 0◦C

R100 resistência do sensor em 100◦C

R1 resistência térmica

RT resistência do material do sensor

R_T resistência do material do sensor

T temperatura

T_f temperatura do fluido T_g temperatura Geotérmica

U coeficiente global de transferência de calor

∆Esistema variação da energia interna

α coeficiente resistência da platina ˙

m1 vazão na primeira zona de transporte

˙

m₂ vazão na segunda zona de transporte ˙

m vazão na entrada do poço A coeficiente de relaxação médio π constante matemática

θ1 temperatura do corpo

c_p capacidade térmica do fluido de injeção

d diâmetro

dT_f diferencial da temperatura do fluido

ds distancia entre o sensor de nível e o nível de líquido

dz diferencial da profundidade do poço e função exponencial

f(t) função transiente de transferência de calor f_t função transiente de transferência de calor

h coeficiente de transferência de calor por convecção h_a coeficiente de convecção natural e radiação no anular hconv coeficiente de convecção entre o fluido e a tubulação

h_{f luido} coeficiente de transferência de calor por convecção

kc coeficiente de condução na cimentação

k_e condutividade equivalente

k_f coeficiente de condução na formação k_r coeficiente de condução no revestimento k_t coeficiente de condução na parede da tubulação

k_u fator de proporcionalidade

l comprimento

q_o fluxo de calor dissipado q_s fluxo de calor

r raio interno da tubulação r₁ raio mais interno do poço r5 raio mais externo do poço

t tempo

t_s tempo entre envio e o recebimento dos impulsos v velocidade do condutor

z profundidade do poço

ANSI American National Standards Institute BS&W Basic Sediment and Water

CLP controlador lógico-programável DTS Distributed Temperature Sensing EIA Electronic Industry Alliance EOR Enhnaced Oil Recovery GND barramento de referencia

IEC International Electrotechnical Commission IHM interface homem-máquina

ISA International Society of Automation

LAMP Laboratório de Avaliação de Medição em Petróleo mA unidade de corrente elétrica

N2000 modelo de controlador de temperatura NBR Normas Brasileiras

PT100 sensor de temperatura

SCADA Supervisory Control and Data Aqcquisition TIA Telecommunications Industry Alliance TPW-03 modelo de controlador lógico-programável UFRN Universidade Federal do Rio Grande do Norte

Capítulo 1

Introdução

Métodos de recuperação de petróleo baseados em injeção de água tem sido largamente utilizados na industria de exploração desde que seu potencial para o acréscimo do fator de recuperação foi reconhecido. Pode até ser considerada como a mais bem sucedida técnica de exploração já utilizada, de acordo com Yousef et al. (2012). Mogollón et al. (2017) destaca em seu trabalho que mais da metade do petróleo produzido no mundo hoje é obtido através da injeção de água. Segundo Cobb & Smith (2001) as principais vantagens da sua utilização incluem o baixo custo, boa capacidade de deslocamento de óleo e facilidade de penetração na formação. Dentro da classificação dos métodos de recuperação disponíveis, a injeção de água é definida como um método convencional secundário, pois essa classe de métodos atua com o objetivo de promover o deslocamento do óleo para fora dos poros da rocha através de interações mecânicas com o fluido a ser produzido. Além disso, é geralmente empregada após a redução da eficiência da exploração através de métodos primários.

O monitoramento em tempo real das variáveis em poços injetores de água é impor-tante para a otimização das operações de produção e diagnóstico de problemas (Jaimes et al. 2014). Quando um único poço injetor é utilizado para produção em diferentes zonas, conhecer a distribuição do volume total injetado ao longo da coluna é fundamental para a eficiência do método. Distributed Temperature Sensing (DTS) é uma tecnologia em-pregada na industria do petróleo que permite o monitoramento permanente e contínuo da variação de temperatura ao longo da coluna de injeção. Trabalhos como Nowak (1953), Bird (1954), Ramey (1962), Alves et al. (1992) e Hasan & Kabir (1994) estudaram me-todologias de obtenção da alocação da vazão injetada em zonas a partir dos dados de temperatura, possibilitando o monitoramento da distribuição de vazão através de sistemas como o DTS durante a operação de um poço injetor. Em comparação com métodos como traçadores radioativos e sensores de vazão rotativos, o DTS pode prover informações so-bre a distribuição de vazões de forma mais frequente, com custo mais baixo, e com menos riscos para o meio ambiente e para os operadores (Mehtiyev et al. 2012).

O trabalho de Lima (2017) definiu uma estrutura simplificada capaz de reproduzir as condições encontradas em um poço injetor real e provou a sua representatividade a partir da análise dos coeficientes de transferência de calor aplicados a uma estrutura típica de completação de um poço injetor real. O protótipo obtido simula um poço injetor com duas zonas de injeção e duas zonas de transporte. Ramey (1962) definiu uma solução

capaz de estimar o perfil de temperatura em poços injetores de água quente ou fria como uma função da profundidade e do tempo. Essa solução foi obtida a partir da análise da transferência de calor que ocorre predominantemente de forma radial na coluna de injeção devido ao diferencial de temperatura entre os fluidos de injeção e a formação geotérmica. A partir disso, a estrutura projetada por Lima (2017) foi construído no Laboratório de Avaliação de Medição em Petróleo (LAMP) da Universidade Federal do Rio Grande do Norte (UFRN) com a finalidade de avaliar a relação da solução matemática para o perfil de temperatura desenvolvido por Ramey (1962) com a distribuição de vazão para o poço injetor multizonas construído.

1.1

Motivação

A construção do protótipo foi realizada baseada nas considerações e especificações dos materiais estabelecidos no projeto. Para o início das experiências seria necessária a adequação da estrutura construída com os componentes de automação que já faziam parte da estrutura do LAMP. Além disso, novos equipamentos deveriam ser instalados para atender à demandas específicas da planta de medição de vazão. Esses equipamentos deveriam ser projetados em acordo com as exigências técnicas dos experimentos para o qual o protótipo é destinado. Para isso seria necessário o estudo do método proposto e a realização física da instalação dos equipamentos, testes de campo, experiências de valida-ção das medições e eventuais adequações. Essas demandas levaram a ideia de realizavalida-ção deste trabalho, que tem como produto esperado a planta de medição de vazão a partir de perfis de temperatura.

1.2

Contribuições

Este trabalho agregou ao protótipo previamente construído no LAMP uma estrutura de automação e instrumentação com o objetivo de viabilizar a realização de experimentos de medição a partir de temperatura. Para isso, foi necessário:

• Programar um sistema supervisório.

• Projetar, especificar a instalar dispositivos de campo. • Validar a operação dos dispositivos instalados.

• Configurar a rede de comunicação de dados entre os componentes. • Instalar circuitos eletrônicos de acionamento e controle.

• Avaliar a operação total do processo.

• Realizar experimentos de teste e calibração das etapas do processo.

Essas atividades foram necessárias para contribuir com a análise em tempo real da va-riação do perfil de temperatura no poço protótipo e permitir o acompanhamento de todos os dados do processo. Foi realizada a aquisição da distribuição do volume de água inje-tado no sistema através de sensores de vazão eletromagnéticos. A distribuição de vazões estimadas a partir dos perfis de temperatura puderam então ser comparadas com os va-lores reais, possibilitando a aplicação de análises sobre a incerteza dos dados obtidos. A

1.3. ORGANIZAÇÃO DO TEXTO 3

inclusão de um sistema automatizado ao laboratório também agregou ao sistema a capa-cidade de repetibilidade das experiências, economia de energia e flexibilidade na variação dos parâmetros e condições de testes. Por fim, especificações dos instrumentos utilizados garantiram a confiança dos resultados e permitirão aos pesquisadores, em trabalhos futu-ros, um maior conforto para obtenção e analise dos mesmos, contribuindo a consolidação do sistema como ferramenta de análise de metodologias de medição de vazão aplicadas à industria do petróleo.

1.3

Organização do Texto

Além deste texto introdutório como Capítulo 1, este documento apresenta, no Capí-tulo 2, os conceitos fundamentais para o entendimento do problema e sua aplicação no atual cenário da indústria do petróleo, além de fazer um resumo teórico sobre os estudos envolvidos na obtenção do protótipo de medição de vazão. No Capítulo 3, a descrição das instalações físicas do laboratório é realizada, seguida dos processos envolvidos para a execução dos experimentos. Ainda na Capítulo 3 é apresentada a arquitetura de instru-mentação proposta para o sistema e visão geral dos componentes instalados, com o devido embasamento teórico acerca da operação dos mesmo, que culminaram nas tecnologias empregadas nestes trabalho. O Capitulo 4 faz a descrição das instalações mecânicas, elé-tricas e de controle de um dos principais componentes da planta em estudo: o sistema de aquecimento. O Capítulo 5 apresenta o sistema supervisório programado para a opera-ção da planta. Já o Capítulo 6 abrange os testes de operaopera-ção realizados para a validaopera-ção deste trabalho. Por fim, o Capítulo 7 discute sobre as conclusões e considerações finais, detalhando os avanços obtidos a partir deste trabalho e as recomendações para estudos futuros.

Capítulo 2

Aspectos Teóricos

2.1

Métodos de Recuperação

A produtividade de um reservatório depende de uma análise detalhada dos meios eco-nomicamente viáveis para a exploração em um dado período em uma determinada região. A aplicação dos métodos de recuperação disponíveis tem como ponto fundamental o le-vantamento das características e do comportamento do reservatório a ser explorado, visto que a viabilidade da exploração é determinada pela relação do custo da aplicação do mé-todo com a capacidade de produção do mesmo. Os mémé-todos de recuperação disponíveis podem ser divididos em métodos primários, em que o óleo é produzido a partir da energia interna do reservatório, e secundários, quando intervenções de natureza física/química são realizadas em uma jazida visando aumentar a eficiência da extração de hidrocarbonetos.

Nos métodos primários, “os fluidos contidos em uma rocha-reservatório devem dispor de uma certa quantidade de energia para que possam ser produzidos” (Rosa et al. 2006). A maior parcela dessa energia se manifesta em um reservatório na forma de pressão, e é resultado das etapas de geração e migração do petróleo entre as rochas, bem como dos esforços físicos gerados sobre as jazidas a partir da movimentação e compactação do solo. Os métodos primários se aplicam através de efeitos de: descompressão, em que os fluidos armazenados se expandem e o volume poroso diminui; e de deslocamento, quando, por exemplo, um aquífero invade uma jazida e “empurra” o óleo em direção aos poços produtores. Esses efeitos ocorrem devido à ação característica de mecanismos intrínsecos à formação de cada reservatório, e os mais comuns são: capa de gás, gás em solução e influxo de água. Geralmente, é realizado o acompanhamento da produção com o objetivo de determinar o mecanismo atuante a partir da comparação com as características de cada mecanismo.

“No processo de produção há uma dissipação da energia primária, causada pela des-compressão dos fluidos do reservatório e pelas resistências encontradas pelos mesmos ao fluírem em direção aos poços de produção.” (Rosa et al. 2006). De acordo com Abbas et al. (2015), como consequência da dissipação de energia, a quantidade de óleo produzida começa a reduzir de forma significativa e a continuidade das operação no reservatório fica prejudicada. Considerando o volume total recuperável, os métodos primários possuem um rendimento relativamente baixo, mostrando-se serem economicamente ineficientes quando aplicados de forma exclusiva em um campo de exploração. Desse modo, outras

metodologias de recuperação precisam ser aplicadas pois a recuperação primária deixa uma quantidade significativa de hidrocarbonetos no reservatório.

Ainda de acordo com Rosa et al. (2006), as duas abordagens utilizadas para amenizar os efeitos negativos da dissipação de energia primária dos reservatórios são: aplicação de energia secundária de forma artificial através da injeção de fluidos em regiões do re-servatório, e redução das resistências viscosas por meios de métodos especiais, como o aquecimento da jazida. Define-se então como métodos de recuperação secundária aque-les que promovem um acréscimo do volume recuperado após a aplicação da recuperação primária. Além de aumentar a eficiência da recuperação, os métodos secundários também são importantes para promover a aceleração da produção, por vezes com o objetivo de atender a demandas de mercado.

Os métodos secundários podem ser classificados como convencionais e avançados. Os chamados convencionais são assim denominados pois foram os primeiros métodos empregados com o objetivo de se obter uma produção maior do que a se obteria apenas a partir da energia natural do reservatório. Sua aplicação foi iniciada tão logo a exploração de petróleo começou a ganhar força ao redor do mundo, logo, hoje em dia os processos envolvidos nesses métodos estão bem desenvolvidos e possuem um bom grau de confi-ança. A forma como atua no reservatório para incrementar o fator de recuperação de óleo também é uma característica dos métodos secundários convencionais. Processos desse tipo são realizados através da injeção de fluidos (água ou gás) com o objetivo único de deslocar o óleo presente nos poros da rocha. Ou seja, busca um comportamento mecânico, sem interações de natureza química ou termodinâmica, ou que resultem em alterações na rocha-reservatório. O uso de gás para o deslocamento de óleo em direção aos poços pro-dutores não é tão eficiente quanto o de água e não é utilizado com frequência atualmente (era mais comum no início do uso de métodos secundários), logo, a injeção de água é quase um sinônimo de método secundário de exploração (Green et al. 1998).

De acordo com Bai (2008), as tecnologias de recuperação primárias e secundárias disponíveis deixam “presos” nos reservatórios cerca de dois terços do petróleo disponí-vel. “A fração de óleo recuperada com a injeção de água é uma função dos seguintes fatores: eficiência de varrido horizontal, fator de contato e eficiência de deslocamento.” (Rosa et al. 2006). A análise desses parâmetros indica se há necessidade da aplicação de métodos secundários especiais para a manutenção das operações em determinada ja-zida. Também chamados de métodos Enhnaced Oil Recovery (EOR) ou de recuperação avançada, esse processos surgiram a partir da segunda guerra mundial quando as empre-sas donas de reservatórios cuja produção estava em declínio perceberam que uma grande quantidade de óleo permanecia armazenada após a aplicação dos métodos primários e secundários convencionais (Green et al. 1998).

Os métodos de EOR podem ser classificados como:

• Métodos Miscíveis: dois ou mais fluidos são miscíveis se, quando misturados, produzem um sistema com uma única fase. Logo, esses processos reduzem as forças interfaciais que causariam a retenção de óleo no reservatório. Esses métodos podem ser a partir da:

2.2. INJEÇÃO DE ÁGUA 7

∗ Injeção de banco miscível de GLP. ∗ Injeção de gás enriquecido.

∗ Injeção de gás pode a alta pressão. – Injeção de CO2.

• Métodos Térmicos: o aquecimento da jazida reduz a viscosidade e dilata o óleo presente na formação. Como efeitos principais, tem-se, respectivamente: aumento na eficiência de varrido e de deslocamento entre os poros da rocha. Os principais meios de aplicação são:

– Injeção de fluidos quentes. ∗ Injeção de água quente. ∗ Injeção de vapor de água. – Combustão “in-situ”.

• Métodos químicos: nesta classe de métodos, elementos são adicionados à água de injeção com o objetivo de alterar a razão de mobilidades dentro do reservatório. O efeito dessa mistura consiste no aumento da viscosidade do fluido injetado, aumen-tando a sua capacidade de deslocamento de óleo. Os componentes mais utilizados são:

– Injeção de polímero. – Injeção de solução micelar.

– Injeção de solução ASP. (Álcali-Surfactante-Polímero).

Diferente dos convencionais, os métodos especiais de recuperação promovem altera-ções nas propriedades dos fluidos e nas interaaltera-ções entre eles e a rocha do reservatório. Entre outros efeitos, causam a diminuição da resistência ao fluxo de óleo no meio poroso, facilitando o fluxo da mistura em direção aos poços produtores.

Cada método de EOR é indicado para uma situação específica. Cabe aos engenheiros e geólogos responsáveis pela produção determinar o processo mais adequado. Na maioria das vezes, a decisão é baseada nos parâmetros de eficiência do método de injeção de água, porém, pode haver casos em que EOR seja aplicado antes mesmo da produção por métodos primários e secundários convencionais.

2.2

Injeção de Água

A injeção de água é o mais antigo método de recuperação utilizado na industria do petróleo (Singh et al. 1982). Segundo Mogollón et al. (2017), o primeiro processo de injeção de água ocorreu na cidade de Pithole, na Pennsylvania, no ano de 1865. Contudo, só passou a ser utilizado em larga escala nos campos de exploração em meados dos anos 1950, quando já existia um domínio maior da técnica. No Brasil, o primeiro campo a usar esse processo foi o de Bom João, na Bahia, em 1953 (Rosa et al. 2006).

Ao ser injetada em um reservatório, a água (também chamada de “fluido deslocante”) empurra o óleo (fluido deslocado), que estava armazenado nos poros da rocha, em direção os poços produtores. Além de forçar o deslocamento, a água ocupa os espaços deixados

nos reservatórios pelos fluidos deslocados. O processo é empregado com os objetivos de aumentar a pressão em um reservatório em um determinado estágio de produção por métodos primários ou manter a pressão inicial de uma determinada jazida. No segundo caso, a injeção de água é aplicada em conjunto com algum método primário, retardando o declínio da pressão natural do reservatório. A principal diferença entre as operações de recuperação e manutenção de pressão é o valor da pressão do reservatório quando as operações são iniciadas (Singh et al. 1982).

Abbas et al. (2015) destaca que a água é o fluido de injeção mais utilizado no mundo hoje. Segundo Mogollón et al. (2017), mais da metade do petróleo produzido no mundo utiliza o processo de injeção de água. As principais razões para o sucesso do método são:

• Disponibilidade da água.

• Baixo custo, se comparado a outros fluidos de injeção. • Facilidade para injetar na formação.

• Alta eficiência no deslocamento do óleo.

A água utilizada para injeção em poços pode ter origem subterrânea, obtida por meio de mananciais através de poços de captação. Outras fontes possíveis de fornecimento são os rios, lados e até mesmo o mar. É comum também que a água associada a produção de petróleo seja reutilizada em projetos de injeção.

Cada projeto é exclusivo para cada reservatório. Entretanto, existem aspectos que são comuns a todos os projetos, independente do reservatório ou até mesmo do fluido injetado, como é o caso da existência de poços injetores e produtores. Em projetos de injeção de água é muito importante a definição de como os poços injetores e produtores serão distribuídos no campo de petróleo. Além de levar em conta as características físicas do meio poroso e dos fluido envolvidos, o modelo escolhido deve:

• Proporcionar a maior produção possível de óleo durante um intervalo de tempo econômico e com o menor volume de fluido injetado possível.

• Oferecer boas condições de injetividade para se obter boa produtividade resultando em vazões de produção economicamente atrativas.

• Escolher um esquema de injeção em que a quantidade de poços novos a serem perfurados seja a menor possível, principalmente no caso da aplicação do processo em um campo já desenvolvido.

Os projetos devem especificar aspectos como quantidades e distribuição dos poços de injeção e de produção, pressões e vazões de injeção, estimativas das vazões de produção e volumes de fluidos a serem injetados e produzidos. Esses dados, além de serem neces-sários para o dimensionamento dos equipamentos, são fundamentais para a viabilidade econômica do projeto.

Os diversos esquemas de injeção possíveis podem ser classificados em dois grupos: • Injeção periférica: ocorre quando há a concentração de poços do mesmo tipo em

determinadas áreas de um reservatório. Geralmente, a injeção é realizada em poços localizados na base da estrutura. O óleo então é empurrado em direção aos poços produtores.

2.3. POÇOS MULTIZONAS 9

• Injeção em malhas: tanto poços produtores como injetores estão distribuídos em toda a área de exploração.

A Figura 2.1 exemplifica os esquemas de injeção citados e mostra como ocorre a distribuição dos poços injetores e produtores.

Figura 2.1: Esquemas de injeção. (a) Injeção periférica. (b) Injeção em malhas. Fonte: Rosa et al. (2006).

2.3

Poços Multizonas

Quando perfurado, um poço recebe diversas operações com o objetivo de torná-lo em condições de uso. A esse conjunto de operações dar-se o nome de completação. O tipo de completação utilizado para a produção em dado reservatório pode otimizar o compor-tamento da operação do poço, prolongar a vida útil do mesmo e reduzir a necessidade de intervenções futuras. As diferentes configurações de estrutura de poços dizem respeito, principalmente, ao posicionamento da cabeça do poço, ao revestimento da parede e ao número de intervalos (zonas) de produção abertos ao longo da coluna.

Um poço pode ser do tipo simples, quando uma coluna de produção é direcionada até um ponto específico do reservatório e produz de forma controlada naquele trecho; ou múl-tiplo, no caso em que dois ou mais trechos são abertos na coluna para produção/injeção em diferentes regiões do reservatório. Nesses casos o poço é chamado de multizonas.

Na exploração de petróleo, inicialmente apenas poços simples eram utilizados. Quando foi descoberta a possibilidade da abertura de várias zonas em uma mesma coluna, os po-ços simples aos poucos foram sendo modificados e transformados em multizonas e os novos campos passaram a receber logo no inicio da exploração esse tipo de completa-ção. Isso contribuiu para um aumento significativo nas taxas de produção dos poços já existentes e diminuiu a quantidade média de poços perfurados, ou seja, trouxe vantagens econômicas significativas (Ameer et al. 1979).

Em seu trabalho, Reges (2016), cita os principais equipamentos encontrados em um poço injetor de água e também aborda as principais características de um poço multizonas. Poços desses tipo são tidos como estruturas mais complexas de completação, que exigem

técnicas mais sofisticadas para o monitoramento das variáveis de produção. Como exem-plo, pode-se citar a distribuição da vazão da água injetada na cabeça do poço. Em poços simples a medição é realizada de forma simples, na superfície. já em poços multizonas, técnicas de medição precisam ser aplicadas ao longo da coluna. Na Figura 2.2, tem-se uma ilustração de um poço injetor com n zonas de injeção. Percebe-se que a soma das vazões individuais dessas n zonas é igual a vazão total injetada na cabeça do poço.

Figura 2.2: Poço injetor multizonas e equipamentos de superfície típicos. Fonte: Reges (2016).

2.4

Perfil de Injetividade

Atividades de avaliação da estrutura de poços e reservatórios são comuns tanto no período pré-exploratório, como após o início da produção. Diversas informações acerca das etapas de produção/injeção em poços podem ser representadas em forma de curvas em função da profundidade e do tempo. O processo de monitoramento, coleta e análise desses dados, visando determinar as condições e efetividade dos processos que ocorrem em um poço é denominado de perfilagem.

O termo “perfilagem” abrange uma vasta gama de medições, sensores e técnicas de interpretação. Os operadores utilizam os perfis gerados para avaliar a eficiência dos pro-cessos de injeção/produção e planejar medidas futuras de intervenção, seja para a solução de problemas ou para modificação das características da completação. Bustamante et al. (2018) cita que os gráficos gerados permitem diagnosticar a resposta de campo e entender os fatores que afetam cada período do processo de injeção. Ou seja, a perfilagem

viabi-2.4. PERFIL DE INJETIVIDADE 11

liza e otimiza a administração e performance do reservatório. Em se tratando da aplicação em campos produzindo por meio da injeção de água, “quanto mais complexo for o reser-vatório, melhor será a gestão necessária para obter a máxima recuperação a partir desta técnica” (Bustamante et al. 2018). De forma mais específica, Fryer et al. (2005) enfatiza em seu trabalho que, quando um poço é construído com a previsão de produção em multi-zonas, o entendimento sobre a contribuição de cada zona na vazão total é importante para a administração da operação.

O monitoramento da distribuição das vazões em poços injetores de água permite: oti-mizar as vazões injetadas, detectar e controlar vazamentos, detectar fluxo cruzado, iden-tificar os pontos de injeção ao longo da coluna e determinar a contribuição de cada zona e na vazão total injetada (Jaimes et al. 2014). “As presenças de fraturas naturais ou induzi-das, zonas de alta permeabilidade devidas a heterogeneidade do reservatório, etc., podem provocar uma erupção precoce de água de injeção nos poços produtores, prejudicando a eficiência de varrido e a própria produção.” (Rosa et al. 2006). É importante, então, traçar perfis de injetividade em frente aos intervalos canhoneados dos poços de injeção a fim de que se possa investigar a distribuição de água através da formação e corrigir eventuais anomalias. “Este perfil é essencial para aumentar a produção de óleo, diminuir a produção de água e caracterizar/gerir o reservatório” (Jiang et al. 2000). Logo, como resultado do acompanhamento do processo de injeção de água por meio do perfil de in-jetividade, tem-se o aumento na produção de óleo e diminuição na produção de água e, consequentemente, um aumento da eficiência econômica do projeto de exploração.

O método tradicional de registro do perfil de injetividade é realizado através do posi-cionamento de uma ferramenta em cada ponto de interesse em toda a extensão da coluna. Na ferramenta é acoplado um equipamento chamado de medidor de fluxo contínuo, que consiste em uma hélice giratória que entra em movimento devido ao contato da ferramenta com o fluido. A ferramenta possui um mecanismo para aquisição de pulsos gerados pelo movimento da hélice. A quantidade de rotações por minutos da hélice em determinado trecho é enviada para a superfície através do cabo que insere a ferramenta no poço (conhe-cido como wireline) e então é calculada a vazão. Em seu trabalho, Carlson et al. (1990) avalia a qualidade das medidas realizadas pelo dispositivo e suas formas de aplicação em um poço.

O levantamento do perfil de injetividade através do medidor de fluxo contínuo pos-sui um custo tipicamente alto. Além disso, considerando que o processo de aquisição envolve o posicionamento da ferramenta nos pontos do poço, a frequência de medição é relativamente baixa. Batocchio et al. (2010) destaca que esse método não oferece o monitoramento contínuo e ainda interfere na operação do poço.

Ao longo dos anos, diversos modelos térmicos de transmissão de calor em poços de petróleo tem sido estudados. Como destacado no trabalho de Ouyang et al. (2004), esses modelos podem ser aplicados tanto para a descrição do perfil de temperatura do poço (modelos diretos), como também, para a descrição do perfil de injetividade a partir de perfis de temperaturas reais, medidos na extensão da coluna do poço (problema inverso). Deste modo, o levantamento do perfil de injetividade através de dados de temperatura apresenta-se como uma ferramenta alternativa ao uso do medido de fluxo contínuo, e sua utilização tem se mostrado eficaz principalmente após o desenvolvimento da tecnologia

de traçamento de perfis de temperatura em poços a partir de sensores de temperatura distribuídos (DTS - Distributed temperature system).

2.5

Sensores de Temperatura Distribuídos (DTS)

O levantamento de perfis de temperatura em poços injetores e produtores atualmente pode ser realizado sem interferências na produção graças a tecnologia de sensores de tem-peratura baseados na utilização de fibras óticas. Os sensores de temtem-peratura distribuídos, como são conhecidos, são capazes de medir temperatura ao longo do comprimento de um filamento de fibra ótica e, como consequência, medem a quantidade de energia em forma de calor na extensão do meio em que a fibra está inserida.

Na tecnologia DTS, pulsos de luz com duração de aproximadamente 5 nanosegundos são emitidos por meio da fibra a partir de um gerador de laser. A medida que os pulsos percorrem a fibra, são refletidos em direção a origem e detectados por um processador de sinais. O espectro do sinal refletido é dividido em três regiões, baseadas no compri-mento de onda: Rayleigh, Briollouin e Raman. A intensidade de energia nas componentes espectrais de Raman é função da temperatura no ponto em que ocorreu a reflexão, e a lo-calização deste ponto é determinada a partir do tempo com que o sinal retorna à fonte (Jaimes et al. 2014). Segundo Güemes et al. (2010), por meio de sensores baseados em fibra ótica, a temperatura pode ser medida com uma resolução de 0.1◦C em uma distância de até 50 Km.

O sistema é constituído por filamento de fibra ótica, uma fonte de laser, um divisor ótico e um processador de sinais (Na Figura 2.3 é denominado de “unidade”). “A fibra pode ser instalada dentro da coluna de produção para medir diretamente as propriedades do fluido ou por fora do revestimento para fazer aquisições da temperatura da formação. A posição correta depende da aplicação” (Abukhamsin 2016).

Laser

Unidade

Divisor Fibra ótica

injeção refletidaLuz

Perfil de temperatura

Fluido de

Geotérmica

2.6. SOLUÇÃO DE RAMEY 13

A Figura 2.3 representa um poço injetor com o sistema DTS instalado, também estão representados os perfis de temperatura da formação geológica e do fluido. É possível perceber que o único componente em contato com o poço é a própria fibra, que por ser muito fina, interfere de forma insignificante na entrada/saída de fluido da coluna.

Como consequência da mínima intervenção na estrutura do poço, o uso do DTS para o auxílio no acompanhamento da produção em reservatórios não oferece riscos para os ope-radores, para o meio ambiente e para a estrutura do meio em que está operando. “Com a técnica DTS, a fibra ótica é inserida na coluna para fornecer informações completas sobre a temperatura do poço a cada leitura, permitindo o monitoramento permanente e contínuo sem interrupção da produção” (Batocchio et al. 2010). Como não há a necessi-dade de manobras ou posicionamento de equipamentos, a temperatura da coluna pode ser lida de foma rápida e contínua. Portanto, variações na dinâmica de operação do poço que resultem em variações de temperatura podem ser monitoradas em tempo real.

As contribuições do sistema DTS como ferramenta de monitoramento de gerencia-mento de poços também foi destacado no trabalho de Ouyang et al. (2004), que tam-bém cita como suas maiores vantagens o monitoramento contínuo e em tempo real sem a necessidade de movimentação do sensor na coluna do poço e ausência de impacto na operação. Porém, como citado anteriormente, para ser aplicado no traçamento de perfis de injetividade, os dados de temperatura gerados pelo sistema DTS devem ser tratados com modelos matemáticos de transmissão de calor em poços que relacionem as variá-veis de vazão e temperatura. A eficácia desse método depende da qualidade do modelo desenvolvido e das aproximações realizadas dos parâmetros envolvidos.

2.6

Solução de Ramey

Em todo processo de injeção e produção envolvidos nas etapas de recuperação de petróleo ocorre a transmissão de calor entre os fluidos do processo e a formação geoló-gica em que o poço está instalado. Em seu trabalho, Ramey (1962) propôs uma solução aproximada para o problema de transmissão de calor em poços em que ocorre a injeção de fluidos quentes ou frios. Essa solução permite a estimação da temperatura do fluido como uma função da profundidade e do tempo em que o processo está ocorrendo. Con-siderando que um fluido incompressível é injetado em um poço com vazão e temperatura conhecida, a relação aproximada obtida a partir do balanço de energia aplicado ao escoa-mento do fluido em um poço injetor é dada pela seguinte equação diferencial:

dT_f(z, ˙m,t)

dz +

T_f(z, ˙m,t) − T_g(z)

A(z, ˙m,t) = 0 (2.1)

em que t é o tempo, z a profundidade, Tf(z, ˙m,t) a temperatura média do fluido, que

de-pende da profundidade (z) do tempo e da vazão de entrada; Tg(z) a temperatura geotérmica

e A é o coeficiente de relaxação, igual a:

A= mc˙ p[kf+U (z, ˙m)r f (t)] 2πrkfU(z, ˙m)

cuja variável ˙mcorresponde à vazão injetada, cpà capacidade térmica do fluido de injeção,

kf à condutividade da formação e r ao raio interno da tubulação. Os termos U (z, ˙m) e f (t)

são o coeficiente global e a função transiente de transferência de calor, respectivamente. O desenvolvimento das Equações (2.1) e (2.2) considerou que as propriedades físicas e térmicas dos fluidos e da formação geológica não variam com a temperatura. Foi es-tabelecido também que o calor é transferido de forma radial na formação e a o processo de transmissão pode ser representado a partir de soluções em regime permanente. Para a solução da Equação 2.1, deve-se aplicar uma relação correspondente ao comportamento do perfil de temperatura em função da profundidade da formação geotérmica do poço. Di-ferentes perfis podem ser utilizados. Para este trabalho, como será explicado nas seções seguintes, o perfil constante, Tg(z) = Tg(0), em que Tg(0) é a temperatura da formação na

cabeça do poço, é o mais adequado pois descreve melhor o comportamento do protótipo construído. A temperatura do líquido em função da profundidade e do tempo é dada para um poço instalado em um reservatório cuja a temperatura da rocha não varia é descrita por:

Tf(z, ˙m,t) = Tg(0) + [Tf(0, ˙m,t) − Tg(0)]e−

Z

A( ˙m,t)_{. (2.3)} A aplicação da Equação (2.3) depende da correta definição f (t) e U (z, ˙m). “Discus-sões completas sobre o coeficiente global podem ser encontradas em muitas referências sobre transmissão de calor” (Ramey 1962). A função f (t) pode ser estimada a partir de soluções para a condução radial de calor em um cilindro infinitamente longo. “Tais soluções são apresentadas em diversos textos sobre transmissão de calor e são análogas à soluções para o fluxo transiente de fluidos utilizadas em engenharia de reservatórios” (Ramey 1962). Uma das representações para função f (t) provém da definição da taxa de transferência de calor da coluna do poço para a formação, equivalente à:

dq dZ =

2πk(Tf− Tg(0))

f(t) . (2.4)

Na Equação 2.4, a variável k corresponde à condutividade térmica da formação. Se-gundo Ramey (1962), devem ser consideradas soluções que, quando comparadas com valores experimentais obtidos em campo, forneçam a precisam desejada. Uma solução razoável considera que o fluxo de calor no espaço anular da parede do poço é controlado pela convecção em regime permanente.

Já o valor U (z, ˙m) considera todos os mecanismos de transferência de calor nas ca-madas da estrutura de um poço. De acordo com as leis que regem esses mecanismos, a taxa de fluxo de calor através das camadas de um poço injetor é proporcional à diferença de temperatura média do fluido de injeção e a temperatura geotérmica, e também, à área perpendicular à direção de propagação do fluxo.

2.6. SOLUÇÃO DE RAMEY 15

A Figura 2.4, obtida do trabalho de Lima (2017), mostra a representação em corte de um trecho de um poço injetor real, destacando as camadas da completação e os mecanis-mos predominantes da troca de calor em cada uma delas.

Figura 2.4: Camadas da estrutura de um poço injetor real. Fonte: Adaptada de Lima (2017).

Os coeficientes de transferência de calor representados na Figura 2.4 são: • hconv= convecção entre o fluido e a tubulação;

• kt = condução na parede da tubulação;

• h_a= convecção natural e radiação no anular; • kr= condução no revestimento;

• kc= condução na cimentação;

• k_f = condução na formação;

Lima (2017) demonstrou que é possível definir uma condutividade equivalente, dada por ke, referente a combinação de todos os mecanismos de transmissão de calor a partir

da superfície interna da tubulação até a superfície externa da cimentação. A relação do coeficiente global com a condutividade equivalente é dada pela seguinte função:

1 U = 1 h_{f luido}+ r1ln(r_r5₁) k_e (2.5)

onde r5é o raio mais externo do poço, r1o mais interno e hf luidoo coeficiente de

Definidos os coeficientes, a solução de Ramey (1962) fornece uma solução geral para obtenção do perfil de temperatura em poços sob influência térmica da temperatura geotér-mica. Quando mais precisa for a caracterização dos parâmetros envolvidos, mais próximo do real será o perfil de temperatura obtido.

2.7

Projeto Conceitual do Protótipo

Esta seção aborda as considerações e análises desenvolvidas em trabalhos anterio-res que fundamentaram o projeto do protótipo simulador capaz de repanterio-resentar as condi-ções encontradas em poços injetores multizonas reais. Serão apresentados os objetivos da construção do protótipo, o modelo de poço tomado como referência, o comportamento do perfil de temperatura esperado para esse poço, as análises que culminaram definição da estrutura e dimensões do simulador e a estrutura final construção no LAMP.

Partindo do problema do levantamento do perfil de injetividade em poços multizonas, um grupo de pesquisas foi formado no LAMP com o objetivo de estudar metodologias de obtenção da distribuição de vazão em poços a partir do perfil de temperatura que se forma no fluido devido a troca de calor com a formação geológica. As pesquisas iniciaram com desenvolvimento da modelagem matemática, baseado no trabalho de Ramey (1962), que resultaram em trabalhos como o de Reges et al. (2016) e Britto (2016). Paralelamente, foi desenvolvida a ideia de um protótipo físico de poço injetor multizonas. A estrutura deveria simular o comportamento de um poço injetor de água e permitir o monitoramento das variáveis importantes para análise do método em questão. Para isso, a estrutura deveria contar com medição in loco das variáveis através de sensores instalados nos pontos de interesse. Como ponto de partida e restrições iniciais:

• Acesso às zonas de injeção para o posicionamento de medidores de vazão.

• Possibilidade de modificação da distribuição de vazão nas zonas com o objetivo de testar diferentes pontos de operação.

• Devido ao custo elevado do sistema DTS, outro meio de aquisição das temperaturas deveria ser aplicado.

Essas considerações resultaram na conclusão de que a construção de uma estrutura na horizontal seria operacional e economicamente viável. Desse modo, seria possível insta-lação de equipamentos de medição e controle já difundidos na industria, que geralmente necessitam de acesso ao ponto de medição tanto para instalação como para manutenção e operação. Lima (2017) provou em seu trabalho, a partir da análise do balanço de ener-gia em um volume de controle, a validade da metodoloener-gia de Ramey (1962) para uma estrutura de poço injetor construído na posição horizontal.

2.7. PROJETO CONCEITUAL DO PROTÓTIPO 17

Na Figura 2.5 está representado um modelo simplificado de poço injetor com duas zonas de transporte e duas zonas de injeção.

Figura 2.5: Modelo de poço injetor multizonas adotado como referência. Fonte: Adaptada de Lima (2017).

As zonas de injeção transferem o fluxo injetado no poço em direção aos reservatórios onde o petróleo encontra-se armazenado. Como discutido na Seção 2.3, quando um poço possui mais de uma zona de injeção (intervalo canhoneado), o poço é classificado como um poço multizonas. Cada intervalo de injeção divide a coluna do poço em regiões, denominadas de zonas de transporte. Na Figura 2.5, as regiões denominadas de “fonte térmica” representam a formação geológica na qual o poço foi perfurado, e é responsável pelo estabelecimento de um perfil de temperatura ao longo da coluna de injeção.

A Figura 2.6 representa o comportamento da vazão total injetada na cabeça do poço ( ˙m0) a medida que percorre a coluna de produção.

A vazão ( ˙m₀), é a vazão de referência para o calculo da vazão das demais zonas de transporte e é normalmente obtida através de medidores de fluxo instalados na cabeça do poço. Pela Figura 2.6, é possível concluir que a vazão na primeira zona de transporte ( ˙m₁) é igual a vazão de entrada, ou seja: ˙m₀= ˙m₁. A partir de então, o conhecimento das vazões seguintes depende da determinação da vazão em pelo menos mais um ponto, seja de injeção ou de transporte. Supondo que a vazão na segunda zona de transporte é igual a ˙m₂, a vazão na primeira zona de injeção é uma relação das vazões nas duas zonas de transporte, e é dada por: ˙m₂− ˙m₁. E finalmente, a vazão na segunda zona de injeção deve ser igual à vazão na segunda zona de transporte.

Figura 2.6: Perfis de temperatura de acordo com a vazão injetada. Fonte: Lima (2017).

iguais e maiores que ˙m₀, respectivamente. A retas pontilhadas nos gráficos da Figura 2.6 representam o perfil de temperatura geotérmica, enquanto as curvas continuas mostram o comportamento do fluido ao longo da coluna devido a influencia da temperatura da formação.

“A vazão na segunda zona de transporte pode ser inferida a partir do perfil térmico estabelecido no fluido de injeção ao longo da coluna” (Lima 2017). Como ilustrado na Figura 2.6, quando alcançado o regime de equilíbrio térmico, para cada vazão nas zonas de transporte, tem-se um perfil de térmico estabelecido no fluido de injeção.

O poço representado na Figura 2.5 serviu como modelo de referência para a definição das características gerais da completação do poço protótipo. Determinado o coeficiente k_e, foi possível concluir que a utilização de uma estrutura física simplificada para o poço implica na mesma estrutura matemática que descreve os fenômenos de transmissão de calor entre a formação e o fluido de injeção em um poço injetor com estruturas tradicionais (coluna, anular, revestimento e cimentação). Logo, foi estabelecido que a completação do protótipo deveria obedecer a estrutura da Figura 2.7.

2.7. PROJETO CONCEITUAL DO PROTÓTIPO 19

Essa estrutura é composta por:

• Coluna de injeção: duto onde percorre o fluido injetado no poço.

• Formação: a coluna de injeção é enterrada em um material com condutividade térmica próxima de um reservatório real.

• Fonte térmica: mecanismo de transferência de calor que mantenha o perfil de tem-peratura desejado na formação que circunda a coluna de injeção.

O perfil geotérmico exemplificado na Figura 2.6 apresenta um comportamento apro-ximadamente linear, em que a temperatura aumenta proporcionalmente à profundidade. Essa curva é similar ao perfil de temperatura geotérmica observado em poços reais e é consequência, segundo Nowak (1953), do contínuo fluxo de calor em direção à superfí-cie a partir do interior da terra. Naturalmente, em um poço construído na horizontal não ocorre o acréscimo natural da temperatura da formação com a profundidade. Portanto, a estrutura tende a permanecer a uma temperatura constante, sob influência da temperatura ambiente. A possibilidade de promover o aquecimento forçado da estrutura para manter um perfil linear se mostrou inviável, pois demandaria uma grande quantidade de energia. Concluiu-se então que seria mais simples trabalhar com o perfil geotérmico do protótipo dado por uma mesma temperatura ao longo da extensão do poço. A aplicabilidade da me-todologia de Ramey (1962) à diferentes perfis de temperatura embasou e viabilizou essa decisão de projeto.

A estrutura, projetada e definida de forma mais detalhada no trabalho de Lima (2017), foi construída de acordo com o espaço disponível na planta do LAMP e seguiu as carac-terísticas e dimensões descritas nas Figuras 2.8 e 2.9 .

Figura 2.9: Vista do topo - ilustração do projeto do protótipo. Fonte: Lima (2017).

A Figura 2.10 é uma imagem real do protótipo construído no LAMP.

2.8. METODOLOGIA DE MEDIÇÃO 21

2.8

Metodologia de Medição

O coeficiente de relaxação é o parâmetro que permite a aplicação da metodologia de Ramey (1962) ao cálculo da distribuição de vazão em poços. Essa relação fica mais evidente se a Equação (2.2) for representada na forma:

˙

m= 2πrkfU(z, ˙m) c_p[kf+U (z, ˙m)r f (t)]

A. (2.6)

A Equação (2.3) fornece a relação entre o perfil de temperatura e o coeficiente de relaxação. Dessa forma, independente do regime de escoamento, é possível determinar as vazões de injeção ˙m_ia partir dos valores dos coeficientes de relaxação Aire f para todos os pontos ao longo da coluna do poço. De modo que, conhecida a vazão na cabeça do poço, as vazões em cada zona de transporte são dadas por:

˙ m ∼= A

A_{re f}m˙re f. (2.7)

A manipulação da Expressão (2.3) fornece:

ln Tf luido(0) − Tg(0)

T_{f luido}(z) − Tg(0)

 = z

A. (2.8)

A expressão do lado esquerdo da Equação (2.8) dá origem a uma nova variável, defi-nida no trabalho de Lima (2017) como Temperatura Adimensional (T_{f luido}∗ (z)). Logo:

T_{f luido}∗ (z) = ln Tf luido(0) − Tg(0)

T_{f luido}(z) − Tg(0)



. (2.9)

Nessa abordagem, o perfil de temperatura do poço, representado pela Equação (2.3) dá origem a uma curva linear, como a da Figura (2.11), em que o coeficiente de relaxação médio (A) é calculado a partir do inverso do coeficiente angular dessa curva.

Logo, a aplicação da metodologia de Ramey (1962) para o cálculo do perfil de inje-tividade, obedecidas as devidas condições para o escoamento do fluido, consiste em, a partir do perfil de temperatura medido com instrumentos instalados no poço, aplicar as Equações (2.3) ou (2.9) para determinar os coeficientes de relaxação para cada amostra de temperatura, e em seguida, aferir o valor da vazão em cada intervalo de injeção com a Equação (3.9).

Capítulo 3

Descrição da Planta

O protótipo construído no LAMP visa reproduzir em condições controladas o pro-cesso de injeção de água em um poço injetor com múltiplas zonas de produção. Esse sistema permite a modificação da estrutura do poço, a reprodutibilidade das experiências e a aquisição dos dados do processo. Essas características dependem da utilização de com-ponentes industriais que proporcionem aos operadores uma operação confiável e segura da planta. A partir disso, este trabalho especificou e agregou ao protótipo um conjunto de componentes de campo como: atuadores, instrumentos de medição e controladores, acompanhados de uma arquitetura de rede de comunicação e software supervisório, que viabilizaram a realização do processo de injeção e a análise dos resultados de forma con-trolada e automatizada, a partir de uma estação de trabalho.

Este capítulo apresenta as características construtivas e operacionais do protótipo ins-trumentado. Serão abordados também os detalhes da estrutura de instrumentação insta-lada para a automatização das experiências, as modificações elétricas e mecânicas reali-zadas no aquecedor do protótipo, bem como os resultados dos primeiros testes de aqueci-mento e de controle de temperatura. Por fim, será apresentado o supervisório programado e a sua importância para o acompanhamento das experiências de medição de vazão a partir de temperatura.

3.1

Instalações Físicas

Inicialmente utilizado para projetos de medição de BS&W (Basic Sediment and Wa-ter), o LAMP recebeu no ano de 2004 toda a sua estrutura de tanques, tubulação e ins-trumentação. Quando construído, a ideia foi conceber um laboratório com equipamentos industriais com operação automatizada, de modo que todas as experiências pudessem ser acompanhadas de uma sala de controle. Para isso, foi agregada à estrutura física uma estrutura lógica para controle e automação de processos.

A execução do projeto de medição de vazão a partir de temperatura foi planejada com o intuito de utilizar o maior número possível de dispositivos já disponíveis no LAMP. Desde modo, a modificação mais aparente, no que se refere à estrutura física original, se deu pela construção da estrutura responsável por simular a operação de um poço injetor de água para produção de petróleo com múltiplas zonas de produção.

A Figura 3.1 mostra uma imagem aérea, obtida com o uso de um drone, da estrutura física atual do LAMP. Estão enumerados os pontos em que se localizam os instrumentos da planta que são utilizados nas experiências de medição de vazão a partir da temperatura.

Figura 3.1: Imagem aérea - estrutura física de engenharia do Laboratório de Avaliação de Medição em Petróleo da UFRN. Fonte: Autoria própria (2018).

Os componentes identificados na imagem são: 1. Simulador do poço injetor.

2. Tanque 2. 3. Boiler de aquecimento. 4. Tanque 1. 5. Bomba 1. 6. Bomba 2. 7. Bomba 3.

8. Casa do compressor de ar. 9. Estação de trabalho.

10. Estrutura elétrica de acionamento das bombas e quadro de monitoramento das va-riáveis.

De posse da estrutura mecânica necessária para a realização das experiências, o de-senvolvimento desde trabalho se deu na integração desses dispositivos para obtenção de

3.2. OPERAÇÃO 25

um protótipo de testes totalmente automatizado. Com exceção das bombas, das válvulas pneumáticas e do compressor de ar, todos os demais componentes eletrônicos do sistema precisaram ser especificados, adquiridos e instalados. Para o início dos testes, foi necessá-ria uma avaliação dos procedimentos a serem seguidos e o comportamento das principais variáveis foi estimado. Nas seções seguintes o processo de medição de vazão no protótipo automatizado será detalhado, destacando a importância de cada dispositivo e os resultados da integração do sistema.

3.2

Operação

As experiências no protótipo de medição de vazão a partir de perfis de temperatura consistem em aferir a distribuição de vazão em um poço injetor com duas zonas de pro-dução a partir do perfil de temperatura formado ao longo da coluna de injeção. A variação de temperatura é obtida devido a troca de calor entre a água (previamente aquecida) e a formação geotérmica em que o poço está instalado. O método de medição é avaliado a partir da comparação dos resultados obtidos com as vazões medidas no protótipo a partir de sensores de fluxo instalados no poço.

A Figura 3.2 apresenta o diagrama de processo do protótipo. A nomenclatura adotada para a identificação dos dispositivos segue as recomendações da norma ANSI/ISA-5.1-2009 Instrumentation Symbols and Identification. A figura fornece uma visão geral dos instrumentos instalados em campo que possuem papel ativo na realização das experiên-cias, e serve de guia para o entendimento da operação da planta. Os componentes estão listados na Tabela 3.1. Desses, apenas as válvulas pneumáticas e as bombas foram reuti-lizados dos projetos anteriores do LAMP.

Instrumento Identificação Funcional Quantidade

Medidor de Vazão FT 2 Medidor de Nível LT 2 Medidor de Temperatura TT 21 Válvulas Pneumáticas XV 5 Válvulas Manuais FV 2 Bombas BOMBA 2