Meio Ambiente: Engenharia do Petróleo

A descoberta das novas reservas de pré-sal e sua potencial exploração intensificam a busca por profissionais aptos a atuar no setor de petróleo.

Há 250 anos os nossos antepassados dependiam inteiramente das fontes naturais de energia. Os animais trabalhavam puxando arados, grãos eram triturados por moinhos de vento e a principal força motora da sociedade era o músculo humano. Acontecimentos como a invenção do motor a combustão interna em 1870 fez com que toda a nossa infra-estrutura econômica fosse montada em torno dos combustíveis fósseis.

As energias renováveis que surgiram com o rótulo de fontes de energia do futuro por dificuldades como altos custos, segurança, conveniência política, entre outros, não conseguiram substituir as fontes não-renováveis. Os bens e serviços de que dispomos são exemplos de que á cada dia que passa dependemos mais do uso desses combustíveis como o gás natural e principalmente o petróleo.

De acordo com o Conselho Mundial de Energia, o consumo do petróleo deverá aumentar em 50% até o ano 2020 (WALISIEWICZ, 2008).

Os métodos de elevação mais utilizados na indústria do petróleo são: Elevação Natural, Gás-Lift, Bombeio Mecânico com Hastes, Bombeio Centrífugo Submerso e Bombeio por Cavidades Progressivas. A seleção do melhor método de elevação para um determinado poço ou campo depende de vários fatores. Os principais a serem considerados são: número de poços, diâmetro do revestimento, produção de areia, razão gás-líquido, vazão, profundidade do reservatório, viscosidade dos fluidos, mecanismo de produção do reservatório, disponibilidade de energia, acesso aos poços, distância dos poços às estações ou plataformas de produção, equipamentos disponível, pessoal treinado, investimento, custo operacional, segurança, entre outros (THOMAS, 2004).

O Rio Grande do Norte é o maior produtor de petróleo em poços terrestres no Brasil. Esses poços para produzirem passam por etapas que vai desde a descoberta da jazida até o refino do óleo bruto. Uma dessas etapas é o processo de elevação, ou seja, a retirada do óleo da jazida até chegar à superfície (BEZERRA, 2006).

Desta forma este trabalho tem como objetivo principal a realização de um levantamento bibliográfico sobre os métodos de elevação utilizados na engenharia de petróleo, bem como as vantagens e desvantagens de cada um desses métodos.

Conceitos Fundamentais da Engenharia do Petróleo:

Petróleo – considerações gerais

A definição de petróleo vem do latim: petra (pedra) e oleum (óleo), ou seja, óleo da pedra. O petróleo de forma simplificada pode ser definido como uma substância oleosa, inflamável, menos densa que a água, com cheiro característico e coloração variando entre o negro e o castanho–claro (THOMAS, 2004).

É constituído da mistura de compostos químicos orgânicos formados por grande porcentagem de carbono e hidrogênio (hidrocarbonetos). Outros constituintes aparecem em menor porcentagem, sendo os mais comuns o enxofre, oxigênio e nitrogênio. Na Tabela 1 são apresentados os principais constituintes do petróleo, com destaque para o alto percentual de carbono.

Hidrogênio 11-14%
Carbono 83-87%
Enxofre 0,06% - 8%
Nitrogênio 0,11 a 1,7%
Oxigênio 0,1 - 2%
Metais até 0,3%

História do petróleo no mundo:

O grande marco histórico da civilização moderna para o petróleo iniciou-se no século XIX, em 1859, quando nos Estados Unidos foi perfurado o primeiro poço com aproximadamente 20 m de profundidade, produzindo 2m3 por dia de óleo (CARDOSO, 2005).

Devido à necessidade de produzir cada vez mais em função da demanda, que surgiu naturalmente com a revolução industrial, o rápido desenvolvimento e aprimoramentos de novas técnicas de produção. As perfurações e investimentos se multiplicaram e o petróleo conseguiu a supremacia no cenário energético mundial (WALISIEWICZ, 2008).

História do petróleo no Brasil:

As primeiras notícias de exploração diretamente ligadas ao petróleo foram feitas entre 1892 e 1896, no município de Bofete – São Paulo, no qual foi perfurado um poço com profundidade aproximadamente de 500 m, entretanto, não sendo bem sucedido. Somente em 1939 no município de Lobato – Bahia foi que ocorreu o primeiro sinal evidente da presença de petróleo no Brasil (FARIAS, 2008).

De acordo com Farias (2008) e Thomas (2004), em 1953, foi instituído o monopólio estatal do petróleo com a criação da PETROBRAS, através da Lei 2004, dando início as pesquisas do petróleo brasileiro. Desde a criação da Petrobras já foi descoberto petróleo nos estados do Amazonas, Pará, Maranhão, Ceará, Rio Grande do Norte, Alagoas, Sergipe, Bahia, Espírito Santo, Rio de Janeiro, Paraná, São Paulo e Santa Catarina.

Segundo os mesmos autores nos anos 70, ocorreu um grande fato que foi a descoberta da província petrolífera da Bacia de Campos, Rio de Janeiro, através do campo de Garoupa. Outro fato importante nesta mesma década foi a descoberta de petróleo na plataforma continental do Rio Grande do Norte através do campo de Ubarana.

A década de 80 foi marcada pela constatação de ocorrências de petróleo em Mossoró, no Rio Grande do Norte, direcionando para o que viria a ser, em pouco tempo, a segunda maior área produtora de petróleo no Brasil. As grandes descobertas dos campos gigantes de Marlim e Albacora em águas profundas na Bacia de Campos, Rio de Janeiro.

Em 2006 quando foi colocada em funcionamento a plataforma P50 (na Bacia de Campos), o Brasil atingiu a auto-suficiência em termos de produção de petróleo bruto. Essa 18 bacia no estado do Rio de Janeiro produz relativamente 85% da produção nacional (FARIAS, 2008).

Origem do petróleo:

O petróleo tem sua origem há milhares de anos através de restos mortais de seres que depositados no solo durante muito tempo formaram, juntamente com outros sedimentos, uma camada de material orgânico. Ao longo de milhões de anos essa camada foi sendo coberta por outras camadas de sedimentos que pela a ação de microorganismos, bactérias, altas pressões e temperatura se transformaram em petróleo. (THOMAS, 2004).

Geologia do petróleo:

O petróleo é gerado em uma rocha conhecida como fonte ou geradora. E na sequência passa pelo processo de acumulação. Para ocorrer essa acumulação é necessário que aconteça a expulsão do petróleo da rocha geradora (migração primária) e que ele continue seu percurso através de uma rocha porosa e permeável até ser interceptado por uma rocha selante (impermeável). A rocha em que o petróleo fica acumulado denomina-se reservatório (migração secundária). Observa-se o detalhe desse processo geológico que envolve o acúmulo de petróleo.

A rocha selante cria as condições necessárias para acumulação do petróleo, que é um ambiente de pouca permeabilidade, inibindo a ação de água circulante e diminuindo a quantidade de oxigênio existente. A migração primária da rocha, onde o petróleo foi gerado tem várias explicações e ainda é uma polêmica entre os geólogos, pode ser por microfraturamento existentes nessas rochas ou através de altas pressões de compactação existentes.

Para ocorrer a acumulação do petróleo a rocha reservatório tem que ser porosa no seu interior, e que esses poros estejam interconectados. As rochas reservatório podem ser arenitos, calcarenitos e todas as rochas sedimentares que contenham essas características. (CARDOSO, 2008; THOMAS, 2004). Observa-se uma microfotografia de um fragmento de rocha reservatório em que percebe-se detalhes de poros contendo óleo.

Prospecção:

Para se encontrar o petróleo no interior da rocha reservatório é necessário o estudo e análise das bacias sedimentares pelos geólogos e geofísicos, para indicarem o local mais propício para acumulação do mesmo e verificar qual destas situações possui maior probabilidade de conter hidrocarbonetos. Esse procedimento denomina-se de prospecção. Esse processo não garante que a perfuração vai obter êxito, no entanto fornecerá informações técnicas com investimento relativamente baixo em relação à perfuração de um único poço. (THOMAS, 2004).

O método de prospecção geológico é a primeira análise com intuito de perceber as condições mais propícias pra acumulação de hidrocarbonetos. O mesmo é realizado através de aerofotogrametria, permitindo a determinação das feições geológicas através de fotografias do terreno retiradas de aviões. (THOMAS, 2004).

O método sísmico de reflexão é o mais utilizado dentro da prospecção devido seu alto grau de eficiência na definição das feições geológicas em subsuperfície, tendo um custo relativamente baixo. Essa sísmica é responsável por mais de 90% dos investimentos da prospecção (THOMAS, 2004).

A sísmica de reflexão utiliza fontes de energia como, dinamite e vibrador, para situações em terra e os canhões de ar comprimido, para situações em mar. Procede-se dessa forma para gerar ondas elásticas. Estas ondas são refletidas e refratadas pelos diferentes tipos de rochas e retornam a superfície onde são registrados pelos receptores: os geofones (em terra) e hidrofones (em mar). Daí são interpretados para gerar mapas estruturais. (THOMAS, 2004).

Observa-se um tipo de sísmica de reflexão realizada em mar. O navio reboca duas baterias de canhões, que são disparados alternadamente e vários cabos, cujo afastamento lateral pode chegar a centenas de metros.

A velocidade de propagação das ondas sísmicas é relacionada com a densidade e as constantes elásticas do meio. Dependendo conseqüentemente da constituição mineralógica da rocha, grau de cimentação, estágios de compactações (pressão, profundidade), porosidade, conteúdo e saturação de fluidos, além de outros fatores como temperatura e presença de microfraturas.

A distribuição de velocidades comumente encontradas na prospecção de petróleo. Como o método sísmico de reflexão permite o cálculo destas velocidades, é possível fazer estimativas dos parâmetros das rochas a partir do conhecimento das velocidades (THOMAS, 2004).

Perfuração:

A perfuração rotativa de um poço de petróleo é realizada através de uma sonda. Utilizando uma broca no final da coluna de perfuração, responsável por perfurar as rochas devido à rotação e o peso aplicado pelos comandos (elemento tubular de alto peso linear), sobre a mesma.

Principais sistemas de uma sonda de perfuração:

Os principais sistemas de uma sonda rotativa são: de sustentação de cargas, de geração e transmissão de energia, de movimentação de carga, de rotação, de circulação, de segurança do poço, de monitoração e o sistema de subsuperfície (coluna de perfuração e broca).

Sistema de sustentação de cargas:

Consiste na montagem de uma torre que possui grande número de peças que são montadas uma a uma, ou do mastro que é subdividido em três ou quatro seções. Os dois são uma estrutura de aço especial possuindo uma forma piramidal promovendo assim um espaçamento vertical livre para permitir a execução das manobras (retirada e descida de toda a coluna de perfuração para substituir a broca). Mesmo o mastro possuindo um alto custo inicial e uma menor estabilidade, tem sido preferido pela facilidade e economia de tempo em montagens para perfurações terrestres (THOMAS, 2004).

O estaleiro é uma estrutura metálica constituída de diversas vigas localizadas na frente da torre ou do mastro, com a finalidade de facilitar o manuseio e transporte de todas as tubulações (THOMAS, 2004).O estaleiro (Figura 9) é uma estrutura metálica constituída de diversas vigas localizadas na frente da torre ou do mastro, com a finalidade de facilitar o manuseio e transporte de todas as tubulações (THOMAS, 2004).

Sistema de movimentação de carga:

Os principais componentes desse sistema são o guincho, que recebe a energia mecânica necessária para movimentação de cargas através de motores dieseis ou motores elétricos; bloco de coroamento que é um conjunto de polias fixo que fica apoiado na parte superior do mastro/torre por onde passam os cabos de aço; catarina, conjunto de polias móvel justapostas num pino central: gancho, elemento de ligação da carga ao sistema de polias; swivel, elemento que liga as partes girantes às fixas, permitindo livre rotação da coluna; por um tubo na sua lateral permite a injeção de fluido no interior da coluna de perfuração (THOMAS, 2004).

Sistema de rotação:

Esse sistema é composto de equipamentos que permitem a livre rotação da coluna de perfuração. Sendo as mesas rotativas que transmite, às sondas convencionais, rotação ao kelly. Quando a mesa rotativa é utilizada a perfuração do poço é feita adicionando um tubo de cada vez.

O top drive é utilizado quando não se usa a mesa rotativa e o kelly, permitindo perfurar o poço de três em três tubos e na retirada e descida da coluna continua a rotação e circulação de fluido pelo seu interior.

O motor de fundo é largamente utilizado na perfuração de poços direcionais, poços que o objetivo a ser atingido não se encontra na vertical da sonda. Esse motor é localizado acima da broca e pelo fato da coluna de perfuração não girar o torque imposto a ela é nulo, tendo um desgaste bastante reduzido.

Sistema de geração e transmissão de energia:

Para acontecer o acionamento dos equipamentos (guincho, bombas de lama e mesa rotativa) de uma sonda de perfuração é necessário a geração de energia que é geralmente por motores diesel.

Outra forma de geração de energia ocorre em sondas marítimas que existindo a produção de gás é comum e econômico a geração de energia de toda a sonda ser através da utilização de turbinas a gás. E em sondas terrestres quando for permanecer locada em um longo período de tempo, a utilização da energia das redes públicas pode ser vantajoso.

Sistema de circulação de fluidos:

A circulação normal acontece com um fluido de perfuração que é bombeado pelas bombas de lama e injetado na coluna através do swivel, percorrendo um caminho até a broca, resfriando a mesma e retornando pelo espaço anular (formado pelas paredes do poço e a coluna) removendo os cascalhos cortados pela broca até a superfície.

O fluido de perfuração que foi injetado no poço quando volta à superfície é tratado para eliminar sólidos ou gás, e quando necessário faz-se a adição de produtos químicos para ajustar suas propriedades, e logo depois ser reinjetado no poço (THOMAS, 2004).

Sistema de segurança de poço:

O fluxo indesejável de qualquer tipo de fluido contido em uma formação para dentro do poço é conhecido como kick. Se esse fluxo não for eficientemente controlado poderá se transformar em um poço fluindo totalmente sem controle (blowout). O sistema de segurança é composto de equipamentos que permitem o fechamento e controle do poço.

O blowout preventer (BOP) é um conjunto de válvulas que possibilita o fechamento do poço, é o mais importante equipamento de segurança e tem a finalidade de não deixar que o kick se transforme em um blowout (THOMAS, 2004).

Sistema de monitoramento:

A indústria petrolífera tem investido em equipamentos de monitoramento para combinar os vários parâmetros da perfuração, com a finalidade de obter uma maior eficiência e economia.

Alguns dos equipamentos necessários são manômetros (indica a pressão de bombeio), indicador de peso sobre a broca, torquímetro (mede o torque na coluna de perfuração), tacômetros (mede a velocidade da mesa rotativa e da bomba de lama), registrador da taxa de penetração da broca, desgaste da broca, adequação dos parâmetros de perfuração, etc (THOMAS, 2004).

Processo de perfuração de um poço:

Para ocorrer à perfuração precisa montar a torre de perfuração ou mastro em terra, e do transporte através de rebocadores, montagem das plataformas ou utilização dos navios sonda em mar. A perfuração marítima é parecida com a terrestre só que com utilização de equipamentos muitas vezes com uma maior resistência e tecnologia.

Na perfuração terrestre depois da montagem da sonda e dos equipamentos já mencionados, começa a perfuração através da rotação da broca e do peso aplicado sobre ela, pelos comandos que fazem parte da coluna de perfuração e sua principal função é a de fornecer peso sobre a broca. Quando o topo do kelly atinge a mesa rotativa, é necessário acrescentar a coluna um novo tubo de perfuração, o kelly é desconectado da coluna e conectado ao novo tubo que foi adicionado, essa operação é chamada de conexão. Quando é necessário a retirada e descida de toda a coluna de perfuração para a broca ser substituída, essa operação é chamada de manobra. A perfuração com top drive tem essas operações semelhantes.

O fluido de perfuração que é bombeado para o interior da coluna de perfuração pelo swivel e retorna a superfície pelo anular (espaço formado entre as paredes do poço e a coluna), além de lubrificar a broca evita o desmoronamento do poço.

O poço é perfurado em fases, a quantidade vai depender das características das zonas que vão ser perfuradas e da profundidade final prevista. Cada fase é constituída pela descida de um revestimento que é tubos de aço especial que desempenham varias funções como, prevenir o desmoronamento das paredes do poço, permitir o retorno do fluido de perfuração à superfície, impedir a migração de fluidos das formações, alojar equipamentos de elevação artificial, etc (THOMAS,2004).

Depois da descida de cada tubo de revestimento, acontece à cimentação, que é o preenchimento com cimento do espaço anular entre o revestimento e as paredes do poço, essa pasta de cimento bombeada tem a finalidade de fixar o revestimento e impedir que ocorra migração de fluidos por trás do revestimento.

Pode também ser utilizado no lugar de alguns tubos de revestimento o liner que é uma curta coluna de revestimento que é descida e cimentado no poço, cobrindo apenas a parte inferior, pois fica ancorado um pouco acima da extremidade inferior do revestimento anterior. O uso do liner está crescendo devido sua economia, pois ele é versátil e tem uma maior rapidez de operação.

Cada fase de perfuração é composta por um tubo de revestimento e uma broca de diâmetro menor, sendo o revestimento atual descido dentro do anterior e a broca substituída, é determinado as diversas fases da perfuração através de seus diferentes diâmetros.

Tipos de Plataformas:

A plataforma que vai ser utilizada para a perfuração de um poço vai depender de vários fatores como a lamina de água (distância que vai do fundo do mar até a superfície da água) condições do mar, finalidade do poço, principalmente a análise da relação custo/beneficio etc. As plataformas são divididas em dois tipos as que o BOP é instalado na superfície, como as plataformas fixas, auto eleváveis, submersíveis e tension legs. Com o BOP no fundo do mar são as unidades conhecidas como flutuantes, semi-submersíveis e os navios sondas.

Avaliação de formações:

Os estudos geológicos e geofísicos não garantem o êxito da perfuração, mais determina as áreas que tem uma maior probabilidade de conter os hidrocarbonetos. Durante a perfuração pode ser encontrado indícios da presença de hidrocarbonetos através da perfilagem, descida de equipamentos no poço com a finalidade de registrar prováveis fluidos existentes nos poros, características e propriedades das rochas perfuradas.

Através da análise dos perfis adquiridos na perfilagem, de amostras obtidas da formação rochosa da subsuperfície (testemunhagem) e de todas as informações adquiridas anteriormente pelos geólogos e geofísicos indicarem a presença de hidrocarbonetos no poço perfurado, isso não indica que a produção do petróleo vai ser economicamente viável. Somente a colocação do poço em fluxo (teste de formação) determinará se a produção do óleo ou gás vai ser viável.

Esse estudo que visa definir em termos qualitativos e quantitativos o potencial do reservatório, ou seja, a sua capacidade produtiva é denominada avaliação de formações. (THOMAS, 2004).

Completação:

Depois da perfuração do poço ser definitivamente terminado é necessário uma série de operações com objetivo de permitir a produção dos hidrocarbonetos por toda sua vida produtiva de forma segura e econômica.

Entre as operações, como a instalação do BOP para permitir a segurança necessária, substituição do fluido de perfuração pelo de completação, destaca-se a descida do revestimento de produção para ocorrer posteriormente o canhoneio (Figura 24) (utilização de cargas explosivas com a finalidade de comunicar o interior do poço com a formação produtora). Depois de posicionar os canhões em frente ao intervalo desejado, um mecanismo de disparo é acionado ocasionando uma explosão de jatos de alta energia que atravessam o revestimento de produção, o cimento e ainda pode penetrar até cerca de um metro na formação (THOMAS, 2004).

Noções de reservatório:

As misturas de hidrocarbonetos podem ser encontradas no estado líquido ou no estado gasoso. Quando essas misturas são encontradas no estado líquido, recebe o nome de óleo cru ou simplesmente óleo. Se essas misturas forem encontradas no estado gasoso, recebe o nome de gás natural ou simplesmente gás. O estado físico do petróleo vai depender de sua composição e principalmente das condições de pressão e temperatura que o mesmo estar submetido.

O óleo é a mistura de hidrocarbonetos que nas condições de reservatório se encontra no estado líquido, e que quando é levado para as condições de superfície permanece no mesmo estado. O gás é as misturas de hidrocarbonetos que se encontram nas condições de reservatório na forma gasosa ou dissolvido no óleo, e que se apresentam nas condições de superfície no estado gasoso. É importante conhecer o estado físico do petróleo por diversos fatores, como por exemplo para saber o método de elevação que melhor se adéqua para produzir nesse reservatório (ROSA, 2006).

Diagrama de fases do petróleo:

É evidente que uma acumulação de petróleo pode se apresentar no estado líquido, gasoso ou com as duas fases em equilíbrio, a depender de sua composição e das condições de temperatura e pressão que estão submetidas.

O diagrama de fases é responsável por determinar o comportamento da mistura de hidrocarbonetos. A curva dos pontos de bolha junta com a dos pontos de orvalho delimitam uma região onde coexiste as duas fases de uma mistura qualquer de hidrocarbonetos. A direita da curva dos pontos de orvalho estar compreendido a região das misturas gasosas, e a esquerda da curva dos pontos de bolha se encontra a região das misturas líquidas. Se o ponto se localizar entre essas duas curvas (região de duas fases), uma parte da mistura se encontrará no estado líquido em equilíbrio com outra parte no estado gasoso. Essa região de duas fases indicam os percentuais de líquido na mistura, e são chamados de linhas de qualidade.

É possível observar , uma linha perpendicular ao eixo das temperaturas chamada de Cricondenterma que representa a maior temperatura com a coexistência das duas fases e uma linha perpendicular ao eixo das pressões chamada de cricondenbárica que representa a maior pressão com a coexistência das duas fases. Essas linhas são bastantes importantes para definição do comportamento das misturas. O ponto crítico é o local de encontro das curvas dos pontos de orvalho e dos pontos de bolha.

No ponto 1 de coordenadas p1 (pressão) e T1(temperatura), o petróleo está na fase líquida, uma vez que estar localizado na região das misturas líquidas. E no ponto 2 de coordenadas p2 (pressão) e T2 (temperatura), o petróleo está localizado na região de duas fases com 75% de fase líquida e 25% de fase gasosa.

É importante lembrar que as classificações dos reservatórios se baseiam principalmente no tipo de fluido produzido na superfície, a condições de pressões e temperaturas menores do que as condições do reservatório.

O ponto R indica o petróleo nas condições iniciais de reservatório. Do ponto R ao S, representa o comportamento do fluido produzido das condições de reservatório até as condições de superfície (ponto S). No exemplo mostrado acima nas condições de superfície aproximadamente 60% dos hidrocarbonetos produzidos se encontram na fase líquida e os outros 40% restantes na fase gasosa. (ROSA, 2006)

Métodos de Elevação:

O reservatório depois de ser descoberto, ocorre a perfuração, a completação, para depois vir a produzir. Quando o reservatório apresenta pressão suficiente para elevar esses fluídos até a superfície o poço é denominado surgente e produz por elevação natural. No caso do reservatório não possuir pressão suficiente para elevar esses fluidos até a superfície será utilizado métodos de elevação artificial.

Elevação natural:

A elevação natural dos poços de petróleo ocorre normalmente no início da vida produtiva do reservatório, e os fluidos nele contidos chegam ate a superfície devido à energia do reservatório. Mais com o passar do tempo e o aumento da produção, a pressão do reservatório declina, sendo a mesma insuficiente para deslocar os fluidos até a superfície com uma vazão econômica ou conveniente.

Quando se tem um reservatório com uma pressão elevada, os fluidos que estão contidos nele alcançam livremente a superfície. Estes poços são denominados surgentes e produzem por elevação natural.

Os poços surgentes produzem com menores problemas operacionais devido à simplicidade dos equipamentos de superfície e subsuperfície, com maiores vazões de líquido e com um menor custo por unidade de volume produzido, devido essas vantagens vem sendo feito estudos há anos das variáveis que afetam a vazão de um poço surgente, para que se poça manter e incrementar essa produção de petróleo por elevação natural.

Os fatores que influenciam na produção acumulada por surgência: Propriedades dos fluidos, índice de produtividade do poço, mecanismo de produção do reservatório, dano causado à formação produtora durante a perfuração ou durante a completação do poço, aplicação de técnicas de estimulação, isolamento adequado das zonas de água e gás adjacentes à zona de óleo, características dos equipamentos utilizados no sistema de produção (coluna e linha de produção, restrições ao fluxo, etc.), controle adequado de produção dos poços através de testes periódicos de produção, estudo e acompanhamento da queda de pressão do reservatório (THOMAS, 2004). A capacidade de fluxo do poço é caracterizada pelo índice de produtividade (IP) determinado pela equação (Eq. 1)

IP = q/Pe-Pw Equação 1

Onde q é a vazão, Pe a pressão estática do reservatório e Pw a pressão de fluxo no fundo do poço. Quanto maior for o diferencial de pressão sobre o meio poroso, maior será a vazão de líquido que se desloca para a superfície.

A vazão máxima seria alcançada se ocorresse da pressão dinâmica do fundo do poço fosse igual a zero, mais essa hipótese é impraticável em poços surgentes, porque é necessária uma pressão mínima para que o fluido da formação seja deslocado até os equipamentos de separação na superfície.

A Eq 1 utilizada para definir o índice de produtividade em função da vazão e diferencial de pressão pode ser reescrita, pois a pressão do reservatório varia lentamente com o tempo, podendo assim afirmar que para um determinado período de tempo e para pressões dinâmicas no fundo do poço maiores do que a pressão de saturação, o índice de saturação contínua constante (Eq. 2).

Pw= Pe- q/IP Equação 2

O índice de produtividade é considerado constante, independente de qual seja a vazão de líquido, sendo a equação acima uma linha reta, denominada de IPR (Inflow performance Relationship). É conhecido como potencial do poço o ponto onde a reta intercepta o eixo das vazões, sendo nesse ponto representado a máxima vazão caso a pressão de fluxo de fundo pudesse ser reduzida a zero.

Esse modelo linear mencionado não é aplicado quando as pressões no meio poroso estão abaixo da pressão de saturação do óleo, devido ao gás que sai de solução aumentando a saturação.

Nesse caso é utilizado o modelo desenvolvido por Vogel em 1968, utilizado em reservatórios com gás em solução e pressão igual ou abaixo da pressão de saturação, levando em consideração somente o fluxo bifásico de óleo e gás. Ele traçou vários IPRS considerando vários estágios do reservatório e propôs o modelo representado pela seguinte expressão.

q/qmax = 1-0,2.(Pw//Pe)-0,8 ( Pw/Pe)2 Equação 3

No caso de reservatórios que possuam pressão acima da pressão de saturação e poços com danos, o modelo desenvolvido por Vogel não devera ser aplicado, pois existem modelos que foram desenvolvidos especialmente para estes casos, como por exemplo o modelo de Patton e Goland em 1980, e o de Standing em 1970 (THOMAS, 2004).

Elevação artificial:

Há reservatórios que possuem pressão relativamente baixa, neste caso os fluidos contidos nele não alcançam a superfície, sendo necessário utilizar métodos de elevação artificial. Esses métodos de elevação também são utilizados no final da vida produtiva por surgência ou quando a vazão dos poços está muito abaixo do que poderiam produzir.

Na indústria de petróleo há quatro principais métodos de elevação artificial, gás-lift contínuo (GLC) e intermitente (GLI), bombeio centrífugo submerso (BCS), bombeio mecânico com hastes (BM) e o bombeio por cavidades progressivas (BCP) (THOMAS, 2004).

Gás-lift:

Esse método de elevação por ter um custo relativamente baixo para produzir em poços profundos, é bastante utilizado. Sendo propício para poços produtores de fluidos com alto teor de areia, elevada razão gás – liquido profundidade de até 2.600 metros e com uma vazão de 1 a 1.700m³/dia (THOMAS, 2004).

Tipos de gás-lift:

O contínuo e intermitente são os principais tipos de gás-lift utilizados nos poços de petróleo. O gás-lift contínuo consiste na injeção de gás a alta pressão continuamente na coluna de produção, tendo como objetivo de gaseificar o fluido desde o ponto de injeção até a superfície. O aumento da quantidade de gás na coluna de produção diminui o gradiente médio de pressão, tendo como conseqüência a diminuição da pressão de fluxo no fundo e aumento da vazão. Na Figura 30 observa-se a vazão de líquido em função da injeção de gás.

O gás- lift intermitente é produzido através da injeção de gás a alta pressão, necessário para o deslocamento do petróleo a base das golfadas (fluxo para a superfície de forma inconstante). Esta injeção de gás é feita através de tempos bem definidos e é normalmente controlada na superfície por um intermitor de ciclo e uma válvula controladora (motor valve).

A escolha entre ambos vai depender de vários fatores como, por exemplo, o índice de produtividade (IP). Para o IP acima de 1,0 m3/dia/kgl/cm² é utilizado o gás- lift contínuo. Nos poços com índice de produtividade abaixo do GLC, é utilizado o gás- lift intermitente (THOMAS, 2004).

Sistemas de gás-lift:

O sistema de gás- lift é composto por uma fonte de gás a alta pressão conhecida como compressores, um controlador de injeção de gás na superfície chamado de choke ou motor valve, um controlador de injeção de gás de subsuperfície conhecida como válvulas de gás- lift e equipamentos para separação e armazenamento dos fluidos produzidos. Sendo eles: separadores, tanques, entre outros. Os dois tipos de gás-lift utilizam válvulas de orifícios diferentes.

No caso do gás–lift contínuo a válvula utilizada tem um orifício relativamente pequeno, pois requer a injeção contínua de gás na coluna de produção, sendo a mesma proporcional a vazão de líquidos que vem do reservatório.

O gás – lift intermitente necessita de uma válvula de orifício de abertura rápida, para diminuir a penetração do gás na golfada de fluido, pois não existe elemento de separação entre o líquido e o gás. No GLI a vazão é elevada e periódica de gás para transmitir grande velocidade ascendente à golfada.

As válvulas de gás-lift, válvulas de descarga, são responsáveis também por facilitar a operação de descarga do poço (retirada do fluido amortecido entre a coluna de produção e o espaço anular) e controlar o fluxo de gás no anular para dentro da coluna de produção em profundidade predeterminada (válvulas de descarga e operadora). As válvulas de descarga e operadora podem ser utilizadas tanto no gás-lift contínuo como no gás-lift intermitente. Nas instalações do GLC ou GLI pode ser utilizados packer para vedar o espaço anular e no gás-lift intermitente pode ser utilizado válvula de pé com a finalidade de evitar que durante a injeção de gás na coluna de produção, a pressão do gás injetado empurre de volta para o reservatório parte dos fluidos produzidos. (THOMAS, 2004).

Bombeio centrífugo submerso:

Esse método de elevação vem sendo cada vez mais utilizado devido a disponibilidade, a crescente flexibilidade dos equipamentos e sua funcionalidade. No bombeio centrífugo submerso (BCS), a transmissão de energia para o fundo do poço é através de um cabo elétrico, onde essa energia elétrica através de um motor de subsuperfície é transformada em energia mecânica. Esse motor está diretamente conectado a uma bomba centrífuga que transmite a energia para o fluido em forma de pressão, elevando-o até a superfície.

O BCS há alguns anos era utilizado em poços que produziam com alto teor de água e com baixa razão gás-óleo. Atualmente estão sendo produzidos economicamente pelo BCS, poços com fluidos de alta viscosidade e com altas temperaturas. Estudos estão sendo feitos para esse método de elevação produzir também poços com alta razão gás-líquido (THOMAS, 2004).

Principais equipamentos de um poço:

Equipado para produzir por BCS:

Esses equipamentos responsáveis por fazer o poço produzir por bombeio centrífugo submerso podem ser de superfície ou de subsuperfície. Observar o esquema de funcionamento de um poço produtor pó BCS.

Equipamentos de superfície:

Quadro de comandos:

Equipamento responsável por proteger de mudanças climáticas, para com isso controlar e operar com segurança o equipamento de fundo. O quadro de comando que vai ser utilizado vai depender da voltagem, amperagem e potência máxima do sistema.

Transformador:

Esse equipamento tem como finalidade transformar a tensão da rede elétrica na tensão nominal do motor acrescida das perdas ocorridas no cabo elétrico. A escolha de qual transformador utilizar depende da voltagem da rede, voltagem do motor, perdas no cabo elétrico e potência do motor.

Cabeça de produção:

É uma cabeça especial onde possui duas passagens, sendo uma para a coluna de produção e uma para o cabo elétrico. A cabeça de produção a ser utilizada vai depender do diâmetro do revestimento, tipo do cabo, pressões envolvidas e diâmetro da coluna de produção.

Caixa de ventilação:

É um equipamento acessório que pode ou não, ser instalado entre o quadro de comandos e o poço, tendo como finalidade a ventilação do cabo trifásico, promovendo assim a saída do gás que poça migrar do poço pelo interior do cabo para a atmosfera.

Válvula de retenção:

Equipamento responsável por manter a coluna de produção cheia de fluido, quando ocorrer por algum motivo o desligamento do conjunto de fundo.

Válvula de drenagem ou de alívio:

Sempre que ocorre a descida da válvula de retenção é utilizada a válvula de drenagem. Para evitar que a coluna retirada venha cheia de fluido, provocando derramamento de óleo toda vez que um tubo for desconectado.

Sensores de pressão e temperatura de fundo:

Equipamentos instalados abaixo do motor com a finalidade de avaliar o comportamento do poço através de informações de pressão e temperatura transmitidas do fundo do poço para superfície, através do mesmo cabo que leva energia ao motor (THOMAS, 2004).

Equipamentos de subsuperfície:

Bomba:

No BCS é utilizada uma bomba do tipo centrífuga de múltiplos estágios, cada estagio contendo um impulsor e um difusor..

O impulsor é preso a um eixo e gira a uma velocidade de aproximadamente 3.500 rotações por minuto, transferindo energia ao girar sob a forma de energia cinética ao fluido, aumentando assim a sua velocidade.

O difusor permanece imóvel, redirecionado o fluido do impulsor encontrado abaixo para cima, diminuindo sua velocidade e transformando a energia cinética em pressão. A quantidade de estágios é diretamente proporcional a quantidade de fluidos deslocados para superfície. O tamanho e a forma do difusor e do impulsor determina a vazão a ser bombeada, existindo bombas com vazões situadas entre 20 e 10.000 m3/dia, tendo capacidade de elevar até 5.000 metros.

Admissão da bomba:

Está localizada na parte de baixo da bomba e é o trajeto do fluido para abastecer o primeiro estágio. A admissão pode ser encontrada de duas formas, sendo elas simples ou de separador de gás. É utilizada a forma simples quando o volume de gás livre na entrada da bomba seja pequeno, não afetando assim a eficiência do bombeio. A forma de separador de gás é utilizada dependendo do volume de gás livre a ser separado.

A admissão da bomba, sendo ela simples ou do tipo separador de gás, é escolhida de acordo com a série da bomba, vazão do líquido e da razão gás-líquido nas condições de bombeio.

Motor elétrico:

Motores projetados para trabalhar em condições bastante severas, como por exemplo: imerso em fluidos que estão sendo produzidos, altas pressões e temperaturas. Esses são cheios com óleo especial de origem mineral com a finalidade de garantir o isolamento elétrico, lubrificação dos mancais e o resfriamento do motor. A escolha de qual motor utilizar para determinado poço vai depender do diâmetro do revestimento, potência necessária, transformadores disponíveis e profundidade do poço.

Protetor:

Equipamento localizado entre a admissão da bomba e o motor. Com a finalidade de conectar a carcaça do motor com a carcaça da bomba igual a os eixos da bomba e do motor, prevenir a entrada de fluido produzido no motor, equalizar as pressões do fluido produzido e do motor evitando diferencial de pressão no protetor, prover o volume necessário para a expansão do óleo do motor devido ao seu aquecimento e alojar o mancal que absorve os esforços axiais transmitidos pelo eixo da bomba.

Cabo elétrico:

O cabo elétrico tem a função de transmitir energia da superfície para o motor. Esse cabo elétrico é trifásico e com condutores de alumínio ou de cobre. O cabo é dimensionado de acordo com a corrente elétrica que irá alimentar o motor, da temperatura de operação, voltagem da rede, tipo de fluido a ser produzido e do espaço disponível entre a coluna de produção e o revestimento. O cabo elétrico escolhido deverá resultar numa queda de tensão menor do que 10 volts para cada 100 metros de cabo.

Acompanhamento do poço em produção:

A produção de um poço que produz por bombeio centrífugo submerso é feito através de testes de produção. No teste de produção são medidos a vazão, pressão dinâmica na cabeça do poço, razão gás-líquido, fração de água, nível de fluido no anular, amperagem média, etc.

Corresponde a uma carta de registro reproduzida em um poço que esta operando em condições normais. É responsável por detectar e corrigir problemas operacionais logo que surgirem, evitando danos maiores para o equipamento (THOMAS, 2004).

Faltam engenheiros e tecnólogos da área de produção para dar conta do crescimento da economia brasileira previsto para a próxima década.

Bombeio mecânico com hastes:

Este método de elevação é o mais utilizado em todo o mundo, podendo ser instalado para elevar vazões médias de poços rasos ou baixas vazões para grandes profundidades. No bombeio mecânico com hastes (BM) o movimento rotativo de um motor elétrico ou de combustão interna é transformado em movimento alternativo por uma unidade de bombeio situada próximo a cabeça do poço, então uma coluna de hastes tem a função de transmitir o movimento alternativo para o fundo do poço acionando uma bomba que tem a finalidade de elevar os fluidos produzidos pelo reservatório até a superfície.

O bombeio mecânico com hastes apresenta problemas operacionais mediano em poços direcionais (desviados propositalmente da vertical), em poços que produzem areia e poços onde parte do gás produzido passe pela bomba.

Os poços direcionais resultam em elevado atrito da coluna de hastes com a de produção, provocando desgaste prematuro das hastes e da coluna de produção nos pontos onde ocorre um maior contato. A areia desgasta mais rápido as partes móveis e a camisa da bomba devido à sua abrasividade. O gás quando passa pela bomba reduz sua eficiência volumétrica (THOMAS, 2004).

Principais componentes do bombeio mecânico com hastes:

Bomba de subsuperfície:

Esta bomba é do tipo alternativo, sendo de simples efeito e compostas das seguintes partes principais: Camisa, pistão, válvula de passeio e válvula de pé, representada na Figura 36, o esquema de funcionamento da bomba de subsuperfície.

A bomba de superfície tem a finalidade de fornecer energia ao fluido vindo da formação, sob a forma de aumento de pressão, para elevá-lo até a superfície.

No ciclo de bombeio existe dois cursos, o ascendente (upstroke) e o curso descendente (downstroke). O fluido que esta dentro da coluna de produção no curso ascendente mantém a válvula de passeio fechada, sendo que a baixa pressão criada na camisa da bomba abaixo do pistão e acima da válvula de pé faz com que a mesma se abra, permitindo que o fluido que esta no anular passe para o interior da bomba. As hastes são responsáveis por elevar todo o fluido que esta acima do pistão e o mesmo que esta mais perto da cabeça do poço entra na linha de produção, sendo deslocado nos ciclos seguintes para o vaso separador.

Os fluidos que se encontram localizados na camisa da bomba são comprimidos fechando a válvula de pé no curso descendente e como o pistão continua descendo, as pressões abaixo e acima da válvula de passeio se igualam e a mesma se abre deixando o fluido passar para cima do pistão. Quando for atingido o final do curso descendente e começar o curso ascendente a válvula de passeio se fecha e a de pé se abre, começando assim um novo ciclo.

Existe o diâmetro do pistão mais apropriado, para que não ocorram esforços desnecessários no equipamento de superfície e na coluna de hastes. Em uma mesma vazão diâmetros maiores de pistão ocasionam maiores cargas de fluido nas hastes, enquanto que menores diâmetros implicam em velocidades e cargas dinâmicas (atrito e aceleração) maiores.

A eficiência volumétrica de uma bomba é sempre menor do que 1 e a vazão de líquido a ser obtida na superfície será menor do que o deslocamento volumétrico. Os valores normais de eficiência volumétrica são entre 0,7 e 0,8. No entanto são influenciados pela razão gás-líquido da formação, viscosidade do fluido, profundidade da bomba, etc (THOMAS, 2004).

Coluna de hastes:

Existem vários tipos de hastes que podem ser utilizados no Bombeio Mecânico, podendo ser utilizadas hastes de aço e de fibra de vidro, sendo as primeiras de uso mais freqüente devido o alto custo das hastes de fibra de vidro.

As hastes são utilizadas em ambientes que podem ser abrasivos, corrosivos ou ambos. Elas estão sujeitas a cargas cíclicas, e devido à alternância de esforços do curso ascendente para o descendente e assim continuamente, a coluna de hastes se torna o ponto crítico do sistema. As hastes de fibra de vidro são mais utilizadas em poços que apresentam graves problemas de corrosão e cargas elevadas.

As hastes são classificadas em função do diâmetro nominal e da composição química (grau de aço) para as hastes de aço. E diâmetro nominal, temperatura admissível de trabalho e composição químicas das extremidades (Metálicas) para hastes de fibra. A primeira haste no topo da coluna é conhecida por haste polida, pois tem sua superfície externa polida. Devido ao movimento alternativo da coluna de hastes, a polida está continuamente entrando e saindo do poço. Esta haste tem como objetivo a vedação na cabeça do poço feita através de um equipamento conhecido como stuffing box.

A haste polida é a seção da coluna de hastes sujeita à maior força de tração, pois sustenta o peso das hastes (Peso da coluna de hastes medido no ar), força de empuxo (força igual ao peso do fluido deslocado pela coluna de hastes), força de aceleração (força responsável pela variação da velocidade das hastes), força de fricção (Devido ao atrito das hastes com fluido e com a coluna de produção), peso do fluido (peso da coluna de fluido que está acima do pistão). Um dinamômetro na haste polida mede a carga (F), Eq.5, que é a soma algébrica de todas as cargas suportadas por esta haste, representada na eq. :

F=Ph + Fe + Fac + Ff + Pf

sendo,

ph= Peso das hastes,
Fe= Força de empuxo,
Fac= Força de aceleração,
Ff= Força de fricção,
Pf= Peso do fluido.

A instalação do dinamômetro para registrar as cargas na haste polida durante um ciclo completo tem como finalidade a construção da carta dinamométrica (Figura 37) que é a principal ferramenta para avaliação das condições em que está ocorrendo o bombeio (THOMAS, 2004).

A linha de carga zero é traçada com o dinamômetro sem carga, a carga na válvula de pé é obtida riscando-se a carta no meio do curso descendente com a unidade parada e a carga na válvula de passeio é obtida riscando-se a carta no meio do curso ascendente, também com a unidade parada.

Unidade de bombeio:

É o equipamento que converte o movimento rotativo do motor em movimento alternativo das hastes. A unidade de bombeio (UB) a ser escolhida para determinado poço deve levar em consideração o máximo torque, a máxima carga e o máximo curso de haste polida que irão ocorrer no poço. Essas três considerações devem ser atendidas para UB não sofrer danos quando estiver operando.

A unidade de bombeio tem uma estrutura composta por base, tripé, viga transversal ou balancim, cabeça da UB, biela e manivela. A base é moldada em concreto ou formada por perfis de aço, servindo como base para prender devidamente alinhados, o tripé, caixa de redução e o motor. O tripé é formado por três ou quatro perfis de aço, tem função de suportar toda a carga da haste polida.

A viga transversal ou balancim é uma viga de aço apoiada em seu centro por um mancal que está preso no topo do tripé, tendo a função de suportar a carga da haste polida de um lado e a força transmitida pela biela do outro.

A cabeça da unidade de bombeio está localizada em uma das extremidades do balancim, suportando a carga da haste polida por meio de dois cabos de aço (cabresto) e uma barra carreadora. A cabeça da UB tem uma geometria que faz com que a haste polida faça o seu movimento verticalmente no poço, reduzindo esforços e atrito no “tê de surgência”.

A biela e manivela têm função de transmitir o movimento ao balancim. O curso da haste polida é determinado pela distância do eixo da manivela ao mancal da biela. Se alterar a posição onde a biela é presa à manivela este curso pode ser modificado. Na Figura 38 é mostrada uma unidade de bombeio típica com suas partes principais.

Contrapesos:

Os contrapesos são utilizados para prolongar a vida útil do motor. O motor só é solicitado a fornecer energia para elevar os fluidos no curso ascendente, pois no curso descendente a força da gravidade é responsável pelo movimento das hastes.

Para aumentar a vida útil do motor, ele deve ser exigido da forma mais contínua possível. Se a UB for corretamente balanceada o torque máximo no curso ascendente é igual ao torque máximo no curso descendente.

Os contrapesos são utilizados na manivela ou no balancim, para que no curso ascendente os contrapesos desçam diminuindo a potência requerida do motor e no curso descendente, o motor deve fornecer energia para elevar os contrapesos. Portanto este balanceamento só é alcançado se for bem ajustado a posição e a quantidade de contrapesos na unidade de bombeio.

Caixa de redução:

A caixa de redução tem a função de transformar a energia de alta velocidade e baixo torque do motor em energia de alto torque e baixa velocidade. A velocidade reduzida é de aproximadamente 600 rpm do motor para 20 cpm da coluna de hastes. A caixa de redução é a parte mais cara da UB, pois corresponde aproximadamente a 50% do custo total da unidade de bombeio.

Motor:

Podem ser utilizados na UB, motores elétricos ou de combustão interna. A utilização vai depender do custo beneficio de cada um. Em locais onde tem energia elétrica disponível são utilizados motores elétricos por três fatores: maior eficiência, menor custo operacional e menor ruído. No entanto em locais isolados, onde a construção de uma rede para distribuição de energia elétrica não seja viável economicamente, os motores utilizados serão os de combustão interna (THOMAS, 2004).

Acompanhamento do poço em produção:

Este acompanhamento do poço produzindo pelo BM é feito através de testes de produção, cartas dinamométricas e registros de sonolog (registra a profundidade em que se encontra o nível dinâmico e o nível estático do anular). O sonolog consiste na detonação de uma pequena carga explosiva na superfície, gerando um pulso acústico que se propaga pela coluna e é receptado na superfície por um receptor que registra a reflexão do pulso nas luvas da coluna de produção e no nível de líquido no anular, determinando a profundidade do nível dinâmico ou estático (THOMAS, 2004).

Bombeio por cavidades progressivas:

O bombeio por cavidades progressivas (BCP), é um método de elevação utilizado para elevar petróleo, sendo aplicado em poços não muito profundos e tendo como limitação o diferencial de pressão sobre a bomba.

No BCP a transferência de energia ao fluido é feita através da utilização de uma bomba de cavidades progressivas. Esta bomba de deslocamento positivo trabalha imersa em poços de petróleo e é constituída de rotor e estator. A ação do bombeio é realizada através do giro do rotor no interior do estator originando um movimento axial das cavidades, progressivamente no sentido da sucção para a descarga.

O acionamento da bomba pode ser originado da superfície através da coluna de hastes e um cabeçote de acionamento, ou no fundo do poço devido um acionador elétrico ou hidráulico acoplado á bomba (THOMAS, 2004).

Existem estudos em fase experimental de substituição da coluna de hastes, por um motor elétrico de fundo acoplado a um redutor de velocidades, sendo operado de maneira semelhante ao bombeio mecânico submerso.

Equipamentos de superfície
Cabeçote

Este equipamento se encontra localizado entre o motor e a coluna de hastes. Ele tem como funções: Transmitir o movimento de rotação do motor para a coluna de hastes, reduzir a velocidade de bombeio (100 a 500 rpm), sustentar os esforços axiais da coluna de hastes e vedar o espaço anular entre a coluna de hastes e a coluna de produção através do stuffinf Box, não permitindo o vazamento de fluídos para o meio ambiente.

Os cabeçotes utilizados são acionados através de um motor elétrico trifásico por meio de correias e polias. A redução vertical possui transmissão de rotação direta do eixo polido do cabeçote, utilizando motores de 900 ou 1.200 rpm, em poços com velocidade de bombeio acima de 300 rpm. Na redução angular possui um redutor de velocidade mecânico tipo coroa e pinhão, utilizados em poços em que são necessárias baixas velocidades de bombeio e podem ser utilizados com qualquer tipo de motor elétrico.

Existe um sistema de freio mecânico responsável por travar o cabeçote quando acontece uma parada de funcionamento, sendo por desligamento intencional ou falta de energia. Esse freio age quando a velocidade de rotação das hastes chega à zero, impedindo o movimento de reversão da coluna de hastes. Esse movimento reverso livre ocasionará danos ao equipamento e perigo para os profissionais de operação, pois pode atingir velocidades muito elevadas.

Motor:

No bombeio por cavidades progressivas são utilizados motores elétricos ou de combustão interna. Os motores elétricos apresentam maior eficiência, menores custos de manutenção, menor ruído, custos mais baixos de operação, além de serem operados facilmente. Os motores a combustão interna são utilizados onde não há disponibilidade de energia elétrica próximo ao local do poço.

Quadro de comandos:

O quadro de comandos tem como função proteger o motor, cabeçote e bomba para evitar danos nesses equipamentos do BCP. Quando é utilizado motores elétricos o quadro contém um relé térmico que desliga o conjunto quando a amperagem é maior que a máxima permissível. No caso da utilização de motores de combustão interna o sistema pode ser desligado devido à pressão do óleo, baixo nível de combustível ou temperatura excessiva do motor (THOMAS, 2004).

Equipamentos de subsuperfície:
Bomba de subsuperfície:

Um sistema de BCP consta de uma bomba de subsuperfície composta unicamente de um rotor helicoidal e de um estator, ou camisa. O rotor é uma peça usinada de aço em formato de um espiral macho, revestido por uma camada de cromo para reduzir o efeito da abrasão. O estator é fabricado em material macio, geralmente um elastômetro, moldado no formato de espiral fêmea, com uma espira a mais do que o rotor. No momento em que as duas peças são encaixadas é formado entre elas uma série de espaços sequenciais estanques, onde irá se alojar o fluido produzido.

O bombeio do fluido que entra na sucção da bomba é ocasionado pela rotação do rotor em relação ao estator, provocando o deslocamento dessas cavidades de uma extremidade da bomba para a outra, resultando na entrada do fluido da bomba. Não são utilizados válvulas para controlar o fluxo de fluido pela bomba, pois o fluxo é contínuo e praticamente constante. Na Figura 40 é representada a geometria do rotor e do estator e a variação das cavidades para três posições diferentes do rotor.

No período que determina a vida produtiva do poço é necessário que seja feito um acoplamento freqüente e cuidadoso do nível de fluido no anular, pois a falta de fluido em quantidade suficiente para lubrificar e resfriar a bomba pode causar um superaquecimento e queimar a borracha do estator.

O tipo de bomba vai depender do sistema de ancoragem, elas podem ser tubulares ou insertáveis. Nas bombas tubulares o estator desce enroscado na coluna de tubos e o rotor conectado à coluna de hastes. Em relação às bombas injetáveis, as tubulares apresentam como vantagens melhor eficiência no bombeio de fluidos viscosos e parafínicos, por poderem operar com rotações menores e pela disponibilidade de bombas para vazões de até 230 m³/dia.

Nas insertáveis a bomba ficará presa no fundo do poço. A bomba completa é descida e acoplada á coluna de hastes. A sua principal vantagem é a possibilidade de trocar o conjunto de fundo sem ocasionar movimentos à coluna de produção, além de requerer sondas de menor capacidade. A desvantagem é que só tem bombas disponíveis para pequenas vazões (até 70 m³/dia).

A bomba utilizada em determinado poço vai ser selecionada de acordo com a vazão desejada, dimensões da coluna de produção e do revestimento e características do fluido a ser bombeado, profundidade de assentamento.

Coluna de hastes:

Na coluna de hastes é onde ocorre a carga axial e torques máximos. Esses esforços ocorrem na haste polida, por isso a mesma deverá ser dimensionada de forma que o suporte.

A carga axial máxima corresponde à soma do peso da coluna de haste no fluido mais a carga atuando sobre o rotor referente ao diferencial de pressão sobre a bomba. O torque máximo corresponde à soma do torque hidráulico (corresponde à energia para deslocar o fluido pela bomba), e de fricção na bomba (perdas por fricção no interior da bomba entre o estator e o rotor), mais o torque resistente da coluna de hastes (corresponde à dificuldade de girar as hastes no interior do fluido) (THOMAS, 2004).

Acompanhamento do poço em produção

No bombeio por cavidades progressivas o acompanhamento da produção é feito através de testes de produção, verificação de vibrações no cabeçote e registros de sonolog (THOMAS, 2004).

Pesquisas Realizadas Sobre Métodos de Elevação:

Sendo os métodos de elevação o objetivo principal deste trabalho, foi realizada uma ampla revisão de literatura de forma a obter resultados de pesquisas realizadas nessa temática.

Alguns autores clássicos pesquisaram a respeito do assunto e a seguir serão listados.

Barreto Filho (1993):

O autor, em pesquisa realizada em sistema de bombeio mecânico, percebeu que para ocorrer uma ótima operação desse sistema, é necessário o controle permanente sobre o comportamento da carga atuante na profundidade em que se encontra assentada a bomba de fundo. No entanto, segundo o mesmo autor, apenas um dinamômetro de superfície é responsável por registrar, com a coluna de hastes em movimento, o valor numérico das forças que atuam na extremidade superior da haste polida. O resultado obtido foi o traçado de uma carta dinamométrica de superfície, a qual nada mais representa do que os efeitos gerados pela carga atuante na bomba de fundo, após terem se propagado através da coluna de hastes. Para o autor o bombeio mecânico é o método de elevação artificial de petróleo mais utilizado no Brasil, aplicado apenas nos campos de produção terrestres.

Patrício (1996):

Em pesquisa realizada sobre gás-lift e o bombeio mecânico com hastes percebeu-se que estão entre os métodos de elevações mais utilizados na industria do petróleo. Sendo o gás-lift utilizado tanto em poços terrestres (onshore) como marítimos (offshore). Na elevação artificial há equipamentos que providenciam energia adicional ao sistema, esta energia a mais é normalmente gerada na superfície, e transmitida ou injetada para o poço.

Bezerra (2002):

Segundo o autor, as atividades de análises e seleção de um método de elevação envolvem a pesquisa e organização de várias informações relativas ao reservatório, ao projeto do poço e às características dos fluidos que serão produzidos, além das considerações de especialistas envolvidos com a produção dos poços. Os equipamentos de elevação artificial de petróleo são tecnologias que visam proporcionar e manter a produção de óleo de um poço ou de um conjunto de poços, visando maximizar o retorno financeiro do projeto de produção, durante as diferentes fases que compõem a vida produtiva de um poço, do campo ou do reservatório de petróleo. Os métodos de elevação artificial como o bombeio mecânico com hastes e o bombeio por cavidades progressiva não são vistos como opções viáveis na produção offshore (produção de petróleo nos poços marítimos), sendo utilizados amplamente em terra. No entanto o bombeio centrífugo submerso e o gás-lift contínuo possuem larga aplicação no mar.

Nascimento (2005):

Segundo o autor o primeiro método de elevação artificial que surgiu na indústria de petróleo foi o bombeio mecânico com hastes. Sua importância se reflete no número de instalações existentes no mundo, sendo 87% equipados para produzir por bombeio mecânico (BM), 6% por bombeio por cavidades progressivas (BCP), 2% bombeio centrífugo submerso (BCS), 2% gás-lift contínuo (GLC), 2% surgência (SURG). No entanto, segundo o Thomas (2004), surgência é um método de elevação natural.

Nunes (2008):

Para esse autor, o bombeio mecânico é o método de elevação mais utilizado no mundo, sendo 87% dos poços no mundo equipados para produzir com ele, também é o mais antigo e utilizado somente em poços localizados em terra. Um parâmetro fundamental para a escolha do método de elevação é a pressão estática do reservatório, que define se a elevação se dá tão somente pela energia natural do reservatório (conhecida como surgência) ou se métodos artificiais são necessários para complementar essa energia e elevar os fluidos desde o fundo do poço, até as instalações de produção.

Santarém (2009):

A substituição da injeção de gás natural por nitrogênio para elevar a pressão do reservatório, além de ter desvantagens como todos os métodos de elevação têm, poderia ser utilizado com a tecnologia tradicional do gás-lift pelo simples fato de o nitrogênio ser um gás inerte, e que com esta substituição o gás natural deixaria de ser um insumo para esta área da indústria e passaria a ser um produto para o mercado consumidor. Isto seria de grande importância, principalmente, pelo aumento da demanda de gás natural verificado no Brasil nos últimos anos, pode ser um meio de aumentar o volume de gás natural disponíveis para venda. Para Santarem, 95% dos poços que produzem pelos métodos de elevação de gás-lift, utilizam o gás-lift contínuo.

Silva (2009) e Peres (2009):

De acordo com os autores, a Elevação artificial abarca todos os métodos de elevação que utilizam equipamentos específicos que reduzem a pressão de fluxo no fundo do poço, fazendo aumentar o diferencial de pressão sobre o reservatório, resultando em um aumento da vazão do poço.

Teixeira (2010):

Em termos tecnológicos, os métodos de elevação são diferenciados pelos equipamentos de que se compõem destinados a atender a diferentes condições de campo. Alguns métodos aparecem largamente em uso em poços onshore e outros são mais adequados para produção offshore. Métodos como o Bombeio Mecânico com hastes, o Bombeio por Cavidades Progressivas, o Bombeio Centrífugo Submerso, o gás-lift Contínuo e o gas-lift Intermitente representam aplicações típicas para poços terrestres em campos no Brasil.

De acordo com os autores as etapas do petróleo da prospecção a completação tem influência direta na retirada do petróleo do reservatório, pois a ocorrência de algum erro nas etapas anteriores a produção irá afetar no volume de fluidos que conseguem ser elevados até a superfície. Estas etapas tem que ser bem elaboradas, extraindo do reservatório e da formação rochosa a maior quantidade de informações, para que seja escolhido o melhor método de elevação para esse determinado poço. Todos os métodos de elevação tem vantagens e desvantagens, então é necessário profissionais treinados com conhecimento específico em cada método de elevação, para de acordo com as informações obtidas fazer a escolha adequada do melhor método a ser utilizado.

Outras Considerações:

O método de elevação artificial mais adequado para ser utilizado em um poço de petróleo vai depender de vários fatores, entre eles: o número de poços, diâmetro do revestimento, produção de areia, razão gás-líquido, vazão, profundidade do reservatório, viscosidade dos fluidos, mecanismo de produção do reservatório, disponibilidade de energia, acesso aos poços, distância dos poços às estações ou plataformas, equipamentos disponíveis, pessoal treinado, investimento, custo operacional, segurança, entre outros.

Os métodos de elevação artificial apresentam vantagens e desvantagens, então é necessário conhecer bem cada método, para só depois optar por um deles para determinado poço (THOMAS, 2004).

Conclusões:

Esse trabalho teve como objetivo a realização de uma pesquisa bibliográfica sobre as pesquisas realizadas sobre métodos de elevação utilizados na engenharia de petróleo. Partindo do levantamento bibliográfico e em função das condições de realização do trabalho conclui-se que:

Os métodos de elevação tem grande importância para a indústria de petróleo, por serem responsáveis pela retirada do petróleo contido na formação rochosa e transportá-lo até a superfície;
O bombeio mecânico com hastes foi o primeiro método de elevação que surgiu na indústria de petróleo, tendo sua aplicação restrita apenas para poços terrestres;
A escolha entre a elevação natural ou métodos de elevação artificial, depende da pressão estática do reservatório, que define se a elevação se dá tão somente pela energia natural do reservatório ou se métodos artificiais são necessários para complementar essa energia;
Os métodos de elevação artificial são utilizados no final da vida produtiva por surgência ou quando a vazão dos poços está muito abaixo do que poderiam produzir;
Devido a especificidade de cada método, o bombeio mecânico com hastes e o bombeio por cavidades progressiva não são vistos como opções viáveis para produzir petróleo em poços marítimos, sendo utilizados amplamente em poços terrestres;
O bombeio centrífugo submerso e o gás-lift contínuo possuem larga aplicação na produção marítima;
Os métodos de elevação são diferenciados pelos equipamentos que os compõem destinados a atender a diferentes condições de campo.
Todos os métodos de elevação têm vantagens e desvantagens. Então a escolha de cada método deve ser baseada nas condições de extração, localização do poço, propriedades dos fluidos, disponibilidade de equipamentos e energia, informações obtidas anteriormente, custo operacional, segurança, profissionais treinados com conhecimentos específicos em cada método, etc.
Atualmente o bombeio mecânico com hastes é o método mais utilizado no Brasil e no mundo, podendo ser instalado para elevar vazões médias de poços rasos ou baixas vazões para grandes profundidades.

O setor de energia, petróleo e gás cresceu muito no País nos últimos anos e tende a manter o ritmo.

terça-feira, 15 de abril de 2014

Engenharia do Petróleo