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REPÚBLICA DE ANGOLA MINISTÉRIO DA EDUCAÇÃO MINISTÉRIO DOS PETRÓLEOS INSTITUTO NACIONAL DE PETRÓLEOS
PROJECTO TECNOLOGICO INJECÇÃO DE GÁS LIFT
Sumbe, aos _____/ ______/ _______/
INSTITUTO NACIONAL DE PETROLEOS 2013 CURSO TÉCNICO DE INSTRUMENTAÇÃO GRUPO II PROJETO TECNOLOGICO TEMA: INJEÇÃO DE GÁS-LIFT
ORIENTADORES
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Prof. Francisco Gomes
Eng. Hervés Yhava Cota
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CONSTITUINTES DO GRUPO
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INSTITUTO NACIONAL DE PETROLEOS 2013 DEDICATÓRIA Especialmente, a minha querida e adorada Família, ao pessoal da Escola Básica e Industrial de Gurúè e aos exemplares colegas moçambicanos que comigo estão, DEDICO.
Isá Gildo
Dedico este trabalho primeiramente a Deus todo-poderoso e a minha querida família, em especial aos meus pais, Helder Izata e a dona Cláudia Alfredo. Também dedico à minha querida avô, dona Lídia Izata
Délcio Izata
Dedico este trabalho a minha Família, especialmente aos meus pais André Capewa e Verónica Tchicumbo e ao Sr. Pe. Sandambongo.
Francisco Capewa
À minha família, colegas e amigos, DEDICO
José Luís
Dedico o presente trabalho à minha família, em especial à minha mãe, bem como aos meus colegas e amigos.
Miguel Euclides
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INSTITUTO NACIONAL DE PETROLEOS 2013 AGRADECIMENTOS Queremos endereçar os nossos agradecimentos: Ao Soberano criador do universo e de tudo que nele contém, pela saúde e inspiração para realização desse trabalho. Ao Ministério dos Recursos Minerais de Moçambique (MIREM) por ter concedido as bolças de estudo aos colegas moçambicanos. Ao INP em especial por ter nos recebidos, por suportar nossos diferentes comportamentos e pela oportunidade de desenvolver um projeto de fim de curso adquirindo como consequência o título de Técnico de Instrumentação. Aos nossos Orientadores, o Prof. Francisco Gomes e o Eng. Hervés Yhava Cota, pois sua ajuda e compreensão foram de grande valia para conclusão deste trabalho. Aos professores em geral, que sobretudo contribuíram bastante para a nossa formação com sua atenção e consideração. Aos nossos parentes por terem acreditado, orado, incentivado, aconselhado e pelos investimentos em livros para além da compreensão das dores de cabeça por nós causadas durante esta caminhada, que por sinal não param por aqui. Aos nossos colegas e amigos que direta ou indiretamente deram-nos força e coragem durante o percurso.
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Quem se esquiva da disciplina rejeita a sua própria Alma, mas aquele que escuta a repreensão adquire Coração (Provérbios 15:32).
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INSTITUTO NACIONAL DE PETROLEOS 2013 RESUMO O método de elevação por gás lift é o principal método de elevação artificial utilizado, principalmente, para produção em poços submarinos devido a sua robustez e a larga faixa de vazão que o poço pode produzir. Há um grande percentual de poços produzindo sob este mecanismo no mundo. Este tipo de método de elevação apresenta algumas características próprias, sendo uma delas sua dinâmica lenta devido aos transientes e outra é a existência de uma correlação entre a vazão de gás injetado e a vazão de óleo produzido. Controladores eletrônicos têm sido utilizados para realizar ajustes em alguns parâmetros do poço e melhorar a eficiência de injeção de gás lift. Neste contexto, o presente trabalho tem como foco o desenvolvimento de capacidades de controlo de variáveis como Pressão e vazão, que são pilares para uma boa produção do óleo e consequentemente um bom rendimento económico.
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INSTITUTO NACIONAL DE PETROLEOS 2013 ABSTRACT The gas lift method is the main artificial lifting method used in the oil industry, especially for submarine wells. This because of its robustness and the large range of flow rate that the well might operate. Nowadays, there is a huge amount of wells producing under this mechanism. This elevation method has got its own characteristcs, one of them being its slow dynamics due to the transients. The other characteristic has to do with the correlation between the injected gas rate and the produced oil rate. Electronic controllers have been used to adjust many parameters of the oil wells and also to improve the efficiency of the gas lift injection system. In this context, the research focus is the development of control variables capacities, in this case the Pressure and flow, which are very important for a good oil production and consequently a good profit.
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INSTITUTO NACIONAL DE PETROLEOS 2013 LISTA DE ABREVIATURAS GLC: Gas-Lift Contínuo. GLI: Gas-lift intermitente. IP: Índice de produtividade. IPR: Inflow performance relation.
Pwf: Pressão de fundo (Well flowing pressure). Pwh: Pressão na cabeça do poço (Well head pressure) ship. Gfa- é o gradiente dinâmico médio acima do ponto de injeção de gás. Gfb- é o gradiente dinâmico médio abaixo do ponto de injeção de gás. Lvo- é a profundidade da válvula operadora. D- é a profundidade dos canhoneados.
Pt–
Pressão no interior da coluna de produção em frente à válvula operadora no instante de sua abertura (kgf/cm2).
Ct- capacidade volumétrica da coluna de produção por unidade de comprimento (m3/m). Gs- gradiente estático do fluido no poço (kgf/cm2/m). FB- valor estimado do escorregamento do fluido.
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INSTITUTO NACIONAL DE PETROLEOS 2013 LISTA DE FIGURAS Fig. 1 -Sistema de gas-lift. ………………………………………………………… 15 Fig. 2 -Etapas de um sistema em Gas-Lift…………………………………………. 15 Fig. 3 -Tipos de instalações de gas-lift……………………………………………... 17 Fig. 4 -Instalação aberta. …………………………………………………………… 18 Fig.4.1-Instalação Semifechada…………………………………………………….. 19 Fig.4.3-Instalação Fechada. ………………………………………………………....19 Fig. 5 -Válvulas de gas-lift. ………………………………………………………... 21 Fig. 6 -Poço produzindo por GLC. ………………………………………………… 22 Fig.6.1 -Vazão de líquido em função da injeção de gás em um GLC. …………….. 23 Fig.6.2 - Sistema produzindo por GLC. ……………………………………………………. 24
Fig.7.1.1 -Ciclo de operação do GLI. ……………………………………………….26
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INSTITUTO NACIONAL DE PETROLEOS 2013 Índice INTRODUÇÃO..................................................................................................................... 12 1.GÁS LIFT .......................................................................................................................... 13 1.1 EMPREGO DO SISTÉMA GAS-LIFT.......................................................................... 13 1.2 CUIDADOS A TER COM OS SISTÉMAS POR GAS-LIFT ......................................... 13 2. TIPOS DE GÁS-LIFT....................................................................................................... 14 2.1. GAS-LIFT CONTÍNUO ............................................................................................... 14 2.2 GAS-LIFT INTERMITENTE........................................................................................ 14 3. SISTÉMAS DE GÁS-LIFT ............................................................................................... 14 3.1 ETAPAS QUE COMPOEM UM SITEMA DE GAS-LIFT ............................................ 15 3.2 GÁS DE INJEÇÃO ....................................................................................................... 16 4. TIPOS DE INSTALAÇÕES ............................................................................................. 17 4.1 INSTALAÇÃO ABERTA ............................................................................................. 18 4.2 INSTALAÇÃO SEMI-FECHADA ................................................................................ 18 4.3 INSTALAÇÃO FECHADA .......................................................................................... 19 5.VÁLVULAS DE GAS-LIFT .............................................................................................. 20 6.GAS-LIFT CONTINUO .................................................................................................... 22 7. GAS-LIFT INTERMITENTE .......................................................................................... 26 7.1 CICLO DE INTERMITÊNCIA ..................................................................................... 26 7.2 DETERMINAÇÃO DA VAZÃO .............................................................................. 27 8. ALGUNS ASPECTOS SOBRE O CONTROLE DE POÇOS OPERANDO POR INJEÇÃO CONTINUA DE GÁS ......................................................................................... 29 9. ESCOLHA DO MÉTODO ADEQUADO ........................................................................ 29 10. VANTAGENS E LIMITAÇÕES DO MÉTODO “GAS-LIFT” .................................... 30 10.1 VANTAGENS ............................................................................................................ 30 10.2 LIMITAÇÕES ............................................................................................................ 30 CONCLUSÃO....................................................................................................................... 31
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INSTITUTO NACIONAL DE PETROLEOS 2013 INTRODUÇÃO Com a crescente demanda mundial por energia e a importância do petróleo na matriz energética mundial, cada vez mais é necessário aumentar a disponibilidade de petróleo no mercado mundial. Como a descoberta de novas reservas não acompanha o aumento na demanda, cada vez mais as indústrias petrolíferas investem em meios de recuperar a maior quantidade possível de hidrocarbonetos de um determinado reservatório. Quando a pressão do reservatório é suficientemente elevada, os fluidos nele contidos alcançam livremente a superfície, dizendo-se que são produzidos por elevação natural. Os poços que produzem desta forma são denominados de poços surgentes. Normalmente, no início da vida produtiva de um poço de exploração de petróleo, o mesmo possui energia suficiente para elevar os fluidos da formação até as instalações de processamento. Mas com o aumento da produção acumulada, a energia do reservatório naturalmente começa a decrescer, o que ao longo do tempo, faz com que a vazão de produção obtida não seja mais economicamente viável. Utilizando-se equipamentos específicos reduz-se a pressão de fluxo no fundo do poço, com o consequente aumento do diferencial de pressão de fluxo sobre o reservatório, resultando em um aumento de vazão. Os métodos de elevação artificial mais comuns na indústria petrolífera são:
Gas-Lift [GLC e GLI]; Bombeio Centrifugo Submerso [BCS]; Bombeio Mecânico com Hastes [BM]; Bombeio por Cavidades Progressivas [BCP];
A seleção do método mais apropriado para um determinado poço ou campo depende de vários fatores, como:
O número de poços, Diâmetro do revestimento, Produção de areia, Razão Gás-Oleo, Vazão, Profundidade do reservatório, Pressão 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, e equipamento disponível. Cada método apresenta vantagens e desvantagens. Somente após conhecer com detalhes os quatro métodos anteriormente mencionados é que se poderá optar por um deles para determinado poço.
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INSTITUTO NACIONAL DE PETROLEOS 2013 1.GÁS LIFT É um método de elevação artificial que utiliza a energia contida no gás comprimido para elevar fluidos (óleo e/ou água) até a superfície. O gás é utilizado para gaseificar a coluna de fluido (gás-lift continuo) ou simplesmente para deslocá-la (gás-lift intermitente) de uma determinada profundidade até a superfície. É um método muito versátil em termos de vazão (1 a 1700m3/dia),de profundidade (até 2600m,dependendo da pressão do gás de injeção),e é propício para poços que produzem fluidos com alto teor de areia, elevada razão gás-liquido, além de exigir investimentos relativamente baixos para poços profundos. 1.1 EMPREGO DO SISTÉMA GAS-LIFT A tecnologia gas-lift é geralmente empregada em poços offshore, uma vez que a energia necessária para vencer não só a altura do poço como também a altura da coluna da água é maior que a necessária em poços onshore. Este fato inviabilizaria a utilização de alguns métodos de elevação artificial, como o uso de bombas hidráulicas conhecidas como jet pumps, que podem ser construídas com geometrias específicas para serem introduzidas nos tubos de produção. Essas bombas são sensíveis a material particulado, que causam tanto erosão de seus componentes quanto entupimento de suas vias, inviabilizando o processo. Em processos offshore, a manutenção e reposição de peças é mais complicada quando comparada a uma operação em terra. O método gas-lift, nesse caso, torna-se uma opção mais interessante, por ser de fácil operação e instalação e por poder trabalhar em poços que produzem areia. 1.2 CUIDADOS A TER COM OS SISTÉMAS POR GAS-LIFT O emprego de um sistema gas-lift visa maximizar a produção total, e a chave para tal é manter o poço estável, na sua produção otimizada, com o mínimo de manobras na superfície. A injeção deve ser cuidadosamente controlada para evitar danos ao equipamento e permitir recuperação ótima. Por exemplo, vazões de injeção muito elevadas podem provocar surges (ondas ou oscilação) de pressão nos tubos e equipamentos relacionados. Estes surges de pressão podem provocar forças de grande intensidade e destrutivas sobre o equipamento de produção. Para manter o poço estável, em sua produção otimizada, e com o mínimo de mudanças na superfície, é necessário: Identificação da taxa ótima de injeção de gás, localizando níveis ótimos para as variáveis de operação chaves; Definição de estratégias de controle que rejeitem ou amorteçam perturbações a que o processo esteja submetido. Estas características do processo gas-lift retratam uma clara necessidade de um alto nível de automação no ajuste da vazão de gás de injeção, visando à otimização e à estabilização da produção. A automação demanda, por sua vez, o aprimoramento de ferramentas para monitoração, análise, simulação e controle do processo.
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2. TIPOS DE GÁS-LIFT Existem dois tipos principais de gás-lift: Gás Lift Contínuo e o Gás Lift Intermitente. 2.1. GAS-LIFT CONTÍNUO É similar à elevação natural. Baseia-se na injeção contínua de gás a alta pressão na coluna de produção com o objetivo de gaseificar o fluido desde o ponto de injeção até a superfície. Até certos limites, aumentando-se a quantidade de gás na coluna de produção diminui-se o gradiente médio de pressão, com consequente diminuição da pressão de fluxo no fundo e aumento de vazão. O gás é injetado na coluna de produção de forma controlada e contínua. Na superfície, o controle da injeção de gás no poço é feito através de um regulador de fluxo, ou choke. 2.2 GAS-LIFT INTERMITENTE Baseia-se no deslocamento de golfadas de fluido para a superfície através da injeção de gás a alta pressão na base das golfadas. Esta injeção de gás possui tempos bem definidos e, normalmente, é controlada na superfície por um intermitor de ciclos e uma válvula controladora, também conhecida por motor valve. A escolha entre o gas-lift contínuo (GLC) e o gas-lift intermitente (GLI) para um determinado poço depende de vários fatores. Em princípio utiliza-se GLC em poços com IP acima de 1,0m3/dia/kg/cm2 e pressão estática suficiente para suportar uma coluna de fluido entre 40% e 70% da profundidade total do poço. Nos poços com IP e/ou pressão estática baixos utiliza-se gas-lift intermitente.
3. SISTÉMAS DE GÁS-LIFT O sistema para uma instalação de “gas-lift” compreende: Fonte de gás a alta pressão (compressores); Controlador de injeção de gás na superfície (choke ou motor valve)- válvula reguladora à superfície que estabelece quando e quanto gás deve ser injetado no poço; Controlador de injeção de gás de subsuperficie (válvulas de gas-lift)devidamente dispostas a diversas profundidades do “tubing”; Equipamentos para separação e armazenamento dos fluidos produzidos (separadores, tanques, etc.).
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Fig. 1.-Sistéma de gas-lift.
3.1 ETAPAS QUE COMPOEM UM SITEMA DE GAS-LIFT A primeira etapa consiste em passar o fluído produzido por uma série de vasos separadores de onde dessa separação resultam o petróleo, água, gás e impurezas. O gás é posteriormente secado, filtrado, e devidamente comprimido em pressurizadores, onde alcança pressões de até 1500 PSI, para novamente ser injetado no poço extraído, como veremos na figura abaixo. Nesta etapa do processo, encontramos as maiores exigências de automação (controle e monitoramento das variáveis inerentes ao processo).
Fig2. Etapas de um sistema em Gas-Lift. INJECÇÃO DE GAS-LIFT
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INSTITUTO NACIONAL DE PETROLEOS 2013 O Sistema por gas-lift contínuo requer injeção contínua de gás na coluna de produção, proporcional à vazão de líquido que vem do reservatório. Necessita de uma válvula com orifício relativamente pequeno. O Sistema por gas-lift intermitente requer uma elevada vazão periódica de gás para imprimir grande velocidade ascendente à golfada. Para isso necessita de válvulas com maior orifício e abertura rápida, visando diminuir a penetração do gás na golfada de fluído, uma vez que não existe elemento de separação entre o gás e o líquido. 3.2 GÁS DE INJEÇÃO Constitui a fonte de energia que permite a elevação dos fluidos produzidos. O gás disponível “In Loco” deve ser injetado sob pressão e em quantidade suficiente para obter a produção requerida. Deve ser limpo, isto é, sem partículas sólidas erosivas nem ácidos corrosivos. Pode ser recuperado a um nível do campo sob a pressão necessária ou então comprimido através de centrais de compressão. Se a quantidade disponível for suficiente, pode-se recuperar o gás injetado, no separador, comprimi-lo e remetê-lo para um ciclo continuo “ROTATIVE SISTEM”
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INSTITUTO NACIONAL DE PETROLEOS 2013 4. TIPOS DE INSTALAÇÕES A escolha do tipo de instalação é influenciada principalmente pelo tipo de gas-lift a ser empregado: Contínuo ou Intermitente. Além disso deve-se conhecer também o tipo de completação do poço, possibilidade de produção de areia, comportamento futuro da IPR em função da produção acumulada, etc. Os poços que produzem através de completações duplas têm instalações mais complexas, uma vez que a operação de uma zona pode interferir na operação da outra. Neste caso o anular é comum às duas colunas. Poços no mar requerem uma análise mais criteriosa das instalações devido ao elevado custo das intervenções. Os tipos mais comuns de instalações de gas-lift estão representados na figura 3.
Fig.3-Tipos de instalações de gas-lift
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4.1 INSTALAÇÃO ABERTA Neste tipo de instalação a coluna de produção fica suspensa na cabeça de produção, sem Packer e sem Válvulas de pé, conforme mostrado na figura 4. Devido à inexistência do packer, este tipo de instalação só pode ser utilizado em poços com boa produtividade e elevada produção de fundo. Desta forma existirá um selo de fluido no fundo do poço evitando que o gás atinja a extremidade da coluna de produção. A utilização deste tipo de instalação ocorre quando é impossível descer um Packer devido a problemas no revestimento, areia, etc..
Fig.4-Instalação aberta. 4.2 INSTALAÇÃO SEMI-FECHADA
Este tipo de instalação difere da anterior pelo facto de se utilizar um Packer para vedar o espaço anular, conforme representado na figura 4.1. Pode ser utilizada tanto para gas-lift Continuo como Intermitente, e suas principais vantagens em relação à anterior são: Após o poço ser descarregado não haverá retorno de líquido para o espaço anular, uma vez que todas as válvulas de gas-lift possuem válvulas de retenção (checkvalve); O nível de fluido no espaço anular permanece estável, independentemente de variações de pressão no gás de injeção; O nível de fluido no espaço anular não pode atingir a extremidade da coluna de produção, situação em que se poderia o controle da injeção de gás na coluna.
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Fig.4.1-Instalação Semifechada.
4.3 INSTALAÇÃO FECHADA É semelhante a uma instalação do tipo semifechada, com exceção de uma válvula de pé que é colocada na extremidade inferior da coluna de produção, conforme representado na figura 4.3. É utilizada em poços que produzem por gas-lift intermitente. A finalidade da válvula de pé é 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. Não recomendada em poços que produzem grande quantidade de areia nem em poços que produzem de reservatórios com baixa permeabilidade e alta pressão estática.
Fig.4.3-Instalação Fechada.
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5.VÁLVULAS DE GAS-LIFT As válvulas de gas-lift são, fundamentalmente, válvulas reguladoras de pressão introduzidas entre a coluna de produção e o revestimento para: Facilitar a operação de descarga do poço, isto é, a retirada do fluido de amortecimento (válvulas de descarga); Controlar o fluxo de gás, do anular para o interior da coluna de produção, em profundidades predeterminadas (válvulas de descarga e operadora). A figura 5 mostra em corte uma válvula de gas-lift típica, inclinando suas partes principais e a maneira como é instalada na coluna de produção. A válvula apresentada na figura esta fechada, com a esfera encostando na sede da válvula. Para que ela abra é necessário que a pressão no anular atinja um valor preestabelecido, de acordo com a pressão do nitrogênio no interior do Domo e de acordo com a tensão da mola (elementos que tendem a manter a válvula fechada). A válvula voltará a fechar quando a pressão no anular diminuir e não for mais suficiente para vencer as forças exercidas pelo nitrogênio do Domo e pela tensão da mola. Existem vários tipos de válvulas de gas-lift para diversos tipos de aplicações. As válvulas utilizadas para descarregar o poço, denominadas de válvulas de descarga, são do tipo insertável, operadas pela pressão do anular, com fole e domo carregado com nitrogênio. São ditas insertáveis pois podem ser retiradas e recolocadas no poço utilizando unidades de cabo (wireline), sem a retirada da coluna de produção. Ficam alojadas dentro de mandris. Estas válvulas são operadas pela pressão do espaço anular, pois é sua variação de determina a abertura e o fechamento da válvula. O domo carregado com nitrogênio permite calibrar a válvula, ou seja, colocando mais ou menos nitrogênio no domo a válvula abrirá a pressões do anular maiores ou menores, respetivamente. Este tipo de válvula é bastante utilizado, também, como válvula operadora do gas-lift intermitente.
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Figura 5-Válvulas de gas-lift.
Outro tipo de válvula bastante utilizado como operadora no GLI é a válvula insensível operada pelo crescimento da pressão na extremidade inferior da coluna de produção. A acumulação de uma golfada no fundo do poço faz com que a pressão hidrostática cresça na base da golfada para enviá-la para a superfície. Neste caso não é necessário o intermitor de ciclo na superfície para produzir o poço, bastando apenas um choke. A válvula mais utilizada como operadora em poços de gas-lift contínuo é a insensível de orifício. Não possui partes móveis e se comporta como se fosse uma placa de orifício. Como o gas-lift continuo prossupõe a injeção contínua de gás, esta válvula não prevê qualquer mecanismo de fechamento. Esta válvula, assim como todas as outras válvulas de gas-lift possui check-valve que não permite a passagem de fluidos da coluna para o anular.
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6.GAS-LIFT CONTINUO Na figura 6 está representado um diagrama de fluxo contínuo em que aparecem os gradientes e pressões envolvidos na produção de um poço por gas-lift contínuo.
Figura 6. Poço produzindo por GLC.
Caso, por simplicidade, seja assumido um gradiente médio de pressão abaixo do ponto de injeção de gás e um gradiente médio de pressão acima do ponto de injeção, pode-se escrever:
Pw = Pwh +Gfa Lvo +Gfb (D - Lvo) Onde: Pw- é a pressão de fluxo no fundo do poço; Pwh- é a pressão de fluxo na cabeça do poço; Gfa- é o gradiente dinâmico médio acima do ponto de injeção de gás; Gfb- é o gradiente dinâmico médio abaixo do ponto de injeção de gás; Lvo- é a profundidade da válvula operadora; D- é a profundidade dos canhoneados. INJECÇÃO DE GAS-LIFT
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INSTITUTO NACIONAL DE PETROLEOS 2013 Esta equação é a base para o projeto, dimensionamento e análise de instalações de gaslift contínuo. Por exemplo, para um determinado poço, quanto mais profundo for o ponto de injeção, menor será o volume diário de gás a ser injetado. Entretanto, a profundidade de injeção depende fortemente, dentre outros fatores, da pressão disponível de gás de injeção. Quanto maior, mais profundo pode ser o ponto de assentamento da válvula operadora. Poços com mesmas características e com índice de produtividade diferentes demandarão quantidades diferentes de gás de injeção, a diferentes profundidades. Para um determinado poço, a quantidade de gás a ser injetado depende da relação económica entre o custo da injeção e o volume de óleo recuperado. A figura 6.1 montra esquematicamente, a relação entre o volume de gás injetado e o óleo recuperado. Para um acréscimo de produção é necessário um acréscimo de injeção. O princípio básico é que o incremento na produção resulte em uma receita que exceda ou, no máximo, se iguale ao acréscimo nos custos de injeção. O ponto que aufere o maior lucro acumulado é aquele em que vale a igualdade correspondendo à tangente económica e, consequentemente, à produção económica (figura 6.1).
Figura 6.1 -Vazão de líquido em função da injeção de gás em um GLC. Comparativamente a outros métodos de elevação, o GLC apresenta desempenho igual ou melhor em relação à produção de sólidos, corrosão e temperatura. Mostra-se também muito versátil em termos de vazões e de profundidade, dependendo da pressão de compressão do gás de injeção. Diferentemente do que ocorre com os outros métodos de elevação artificial onde a fração de gás no fluido produzido representa uma desvantagem, ela favorece a elevação por GLC. Como outras vantagens, os custos iniciais e de manutenção dos equipamentos serem menores do que de outros métodos; e também a facilidade de instalação e operação. Além disso, o método apresenta uma alta robustez quanto ao seu funcionamento. Poços operando por GLC exigem, em média, menos intervenções para manutenção.
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INSTITUTO NACIONAL DE PETROLEOS 2013 Um típico sistema de produção operando com GLC, ilustrado na figura que se segue, apresenta como principais elementos:
Válvulas de gas-lift (válvula de descarga e operadora) Choke de produção; Choke de injeção de gás; Separador água-óleo-gás; Compressor; Tubo de produção; Espaço anular; Revestimento.
Fig 6.2: Sistema produzindo por GLC.
O espaço anular é a região delimitada pelo tubo de produção e pelo duto do revestimento. Em Instalações recentes vem sendo utilizadas válvulas operadoras do tipo check-valve, que permite fluxo em apenas uma direção, a fim de evitar-se que o fluido do tubo de produção passe para o anular. Dado que o GLC é baseado na gaseificação do fluido produzido pelo poço, que pode ser uma mistura de gás, óleo, água e resíduos, este método se mostra um processo interessante como tema de pesquisa, por se tratar de um problema apresentando escoamento multifásico. INJECÇÃO DE GAS-LIFT
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INSTITUTO NACIONAL DE PETROLEOS 2013 Em um sistema GLC, os quatro diferentes padrões de regimes de escoamento em dutos estão presentes, e dependem da vazão de gás injetado. Estes regimes são definidos de acordo com a diferença de velocidade entre as fases e a geometria das fases líquida e gasosa, e como estas influenciam no gradiente de pressão do tubo de produção. Supondo o deslocamento da mistura até a superfície, é possível caracterizar estes regimes. Partindo de uma condição com o poço parado, sua pressão de fundo é igual ou superior à pressão no reservatório. Quando a pressão do anular no ponto de injeção for levemente maior que pressão no tubo de produção no mesmo ponto, inicia-se a entrada de gás do anular para o tubo de produção. O gás, por ser mais leve, viaja para a superfície, gaseificando o fluido do tubo de produção. Desta forma, a pressão de fundo diminui, permitindo o fluxo do reservatório para o sistema. Para o caso de baixos valores de vazões, o gás entra e sobe até a superfície na forma de pequenas bolhas dispersas na fase líquida, esta ainda contínua. Este padrão de fluxo é chamado do tipo “bolha” e ocorre geralmente próximo ao fundo do poço, quando o tubo de produção está quase completamente cheio de líquido. As bolhas de gás movem-se à diferentes velocidades, dependendo de seu diâmetro. As maiores sobem mais rapidamente, fundindo-se com algumas bolhas menores. Já o líquido move-se lentamente com velocidade praticamente constante. Pode-se dizer que este tipo de regime tem pouco efeito no gradiente de pressão. Com a mistura subindo, a pressão diminui, liberando mais gás dissolvido no fluido. A medida que a pressão continua caindo, a agregação do gás se intensifica até um ponto que as bolhas são suficientemente grandes para praticamente ocupar a seção do tubo de produção. Já o fluxo da fase líquida ainda é contínuo e desloca-se para a superfície com velocidades variáveis, com bolsões de gás em seu interior. É o que denomina-se o fluxo do tipo “golfada”. Além disso, uma camada fina de líquido viaja próxima a parede do duto, com velocidades menores que a das golfadas. Esta mudança brusca das velocidades faz com que a densidade e a perda por atrito variem excessivamente ao longo do duto. A velocidade do líquido aumenta e a fase se dispersa, quando pressões menores são atingidas. Além disso, o volume de gás aumenta devido à expansão do gás e também pela liberação contínua de gás da solução. A golfada de líquido tende a desaparecer. O gás com gotas de líquido em suspensão se desloca com maior velocidade pelo centro do tubo de produção. Parte do líquido sobe junto à parede caracterizando o regime de fluxo do tipo “anular”. Enquanto a fase líquida pouco interfere no gradiente de pressão, o efeito da fase gasosa é maior. Continuando a subida da mistura, e consequentemente queda de pressão, a expansão do gás é tal que o filme de fase contínua do líquido desaparece e todo o líquido é carregado pelo gás na forma de gotículas. Para este caso, temos o regime do tipo “nevoeiro-anular”. Os tipos de regimes geralmente dependem das características dos fluidos produzidos, das condições de pressão e profundidades do poço, podendo ocorrer mais de um caso em uma mesma unidade. Para o caso do GLC, destaca-se como principal fator determinante, a vazão de gás entrando no tubo de produção. Durante a operação do poço normalmente predomina o fluxo do tipo “anular”. INJECÇÃO DE GAS-LIFT
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7. GAS-LIFT INTERMITENTE O gas-lift intermitente consiste em deslocar golfadas de líquido de uma determinada profundidade ate a superfície pela injeção de gás a alta pressão na base das golfadas. O gás penetra na coluna de produção pela válvula operadora, localizada próxima ao fundo do poço, elevando o líquido acumulado acima desta. O objetivo do gas-lift intermitente é idêntico ao dos outros métodos de elevação artificial ou seja, criar um diferencial de pressão adequado sobre o reservatório de forma a produzir a vazão desejada. Normalmente sua aplicabilidade se restringe a poços com baixa pressão de fundo (alta ou baixa IP) e poços com alta pressão de fundo mas baixo IP (índice de produtividade). Como consequência, este é um método aplicável a poços que produzem baixas vazões. Para entender fisicamente o que ocorre no gás lift intermitente, é necessária a descrição de um ciclo completo de processo. 7.1 CICLO DE INTERMITÊNCIA O ciclo de intermitência corresponde às fases que ocorrem para a elevação de uma golfada de fluido até a superfície. Assim, define-se tempo de ciclo como o tempo decorrido entre duas aberturas consecutivas da válvula operadora. Dependendo das características de profundidades e de produtividade do poço, este tempo pode variar desde poucos minutos até algumas horas. O tempo de ciclo pode ser dividido em três períodos distintos (figura 7.1.1): período de alimentação, período de elevação da golfada ou injeção e período de redução de pressão.
Figura 7.1.1. : Ciclo de operação do GLI.
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No período de alimentação o controlador de injeção de gás na superfície (intermitor do ciclo) e a válvula operadora estão fechados. A válvula de pé está aberta e o fluido que está chegando do reservatório se acumula na coluna de produção acima da válvula operadora, até ser atingido um determinado comprimento de golfada. Para que se obtenha a máxima vazão possível do reservatório para o poço, a pressão do fluxo no fundo do poço deve ser reduzida ao mínimo. O comprimento da golfada a ser acumulada depende da pressão estática do reservatório, da pressão da cabeça do poço e do tempo decorrido até a abertura da válvula operadora. No período de injeção, tanto o intermitor do ciclo quanto a válvula operadora estão abertos. O gás injetado entra na coluna de produção através da válvula operadora e desloca a golfada de líquido em direção à superfície. A válvula de pé está fechada devido a alta pressão do gás, evitando assim que esta pressão atue contra o reservatório. No período de redução de pressão o intermitor do ciclo fecha, cessando a injeção de gás para o anular do poço. A válvula operadora permanece aberta ate que redução da pressão no anular ocasione o seu fechamento. A válvula de pé permanece fechada até que a pressão na extremidade inferior da coluna seja menor do que a pressão do reservatório. O gás injetado para produzir a golfada anterior está sendo produzido para o vaso separador, diminuindo ainda mais a pressão no interior da coluna, e desta forma permitindo a acumulação de uma nova golfada Durante a elevação de uma golfada para a superfície ocorre dois fenómenos que diminuem a eficiência do método:-A perda por escorregamento de líquido e a Penetração do gás na golfada. Perda por escorregamento é a parcela do líquido que está acima da válvula operadora no instante de sua abertura e que não é produzido durante o ciclo, influindo no volume recuperado. Os valores normais para o escorregamento de líquido situam-se entre 1,5% a 2% para cada 100m de elevação. A penetração do gás consiste no fato do gás de injeção penetrar em parte da golfada durante sua elevação para a superfície. É justamente esta penetração que ocasiona o escorregamento do líquido pelas paredes. Existem vários procedimentos operacionais para reduzir esta perda como também técnicas especiais que tentam criar uma interface entre o gás e o líquido para otimizar a vazão do poço. 7.2 DETERMINAÇÃO DA VAZÃO A vazão de um poço que produz por GLI é função do número de ciclos de injeção por dia e do volume produzido em cada golfada. A ciclagem máxima recomendada considera um tempo mínimo de um minuto para cada 100m de elevação. Desse modo a ciclagem diária máxima para um poço pode ser determinado por:
Nmáx= 1440/ (Lvo/100) Onde:
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INSTITUTO NACIONAL DE PETROLEOS 2013 Nmáx = ciclagem máxima de um poço por GLI (ciclos/d); Lvo = profundidade da válvula operadora (m) A equação que permite calcular a vazão máxima esperada para um poço por GLI é:
qmáx = Nmáx . Vgf Onde:
qmáx = vazão máxima esperada para um poço por GLI; Vgf = volume de golfada produzido na superfície. O volume de cada golfada recuperado na superfície é estimado utilizando-se a equação:
Vgf = [(Pt – Pwh)/Gs] [(1-FB) . (Lvo/ 100)] Onde:
Pt = Pressão no interior da coluna de produção em frente à válvula operadora no instante de sua abertura (kgf/cm2);
Pwh = Pressão na cabeça do poço, normalmente considerada como sendo a pressão do vaso separador (kgf/cm2);
Ct
= capacidade volumétrica da coluna de produção por unidade de comprimento (m3/m);
Gs = gradiente estático do fluido no poço (kgf/cm2/m); FB = valor estimado do escorregamento do fluido (1,5% a 2,0%) Uma elevação por GLI eficiente requer uma injeção de gás geralmente superior ao de uma operação de GLC eficiente. Na elevação por GLC a expansão do gás de injeção e a gaseificação do fluido do reservatório ocorre desde a profundidade da válvula operadora até a superfície. No GLI a pressão do gás de injeção que está sob a golfada no instante em que ela chega na superfície é perdida na linha de produção, não contribuindo para o processo de elevação. É importante salientar, também, que no GLI a energia do gás que vem do reservatório é totalmente perdida, uma vez que não contribui para a elevação da golfada. Apesar de o GLC consumir menos gás, ele não é aplicado a poços com baixa pressão de fundo (alto ou baixo IP) e a poços com alta pressão de fundo e baixo IP, porque nesses casos o GLC resulte em uma vazão de óleo menor que o GLI.
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8. ALGUNS ASPECTOS SOBRE O CONTROLE DE POÇOS OPERANDO POR INJEÇÃO CONTINUA DE GÁS Apesar do grande desenvolvimento de instrumentação para a medição de vazão em escoamento multifásico, sua utilização em cada poço ainda não era uma realidade. Diante da indisponibilidade da medição das vazões de produção de óleo, água e gás de cada poço, a otimização e controle de poços operando com ICG tornou-se bastante complexa e as empresas viram-se obrigadas a redobrarem esforços para responder à esta situação. De fato, tem havido progressos no desenvolvimento de novos instrumentos como a medição da pressão e temperatura de fundo de poço com sensores baseados em fibras óticas. Neste cenário a variável do processo mais importante torna-se a pressão de fundo ou a pressão no topo do revestimento. Deve-se ressaltar que em geral qualquer queda de pressão entre a cabeça do poço e o separador será somada a pressão de fundo e afetará negativamente a taxa de produção o que exige instrumentação que cause a mínima queda de pressão possível. Acreditamos que a manutenção de uma vazão de injeção de gás controlada e uma pressão de fundo ou pressão no topo do revestimento controlada estabiliza o escoamento no poço.
9. ESCOLHA DO MÉTODO ADEQUADO A escolha de um tipo de instalação para um poço em particular é de extrema importância, se o poço será dimensionado para fluxo contínuo ou intermitente é outro fator crucial, sendo a condição continua mais comumente usada como mencionado anteriormente. Fora isso, condições tais como; arraste de areia; quantidade de água; os desempenhos de produção futuros do poço irão determinar uma maior ou menor complexidade na instalação, de maneira que poços de prospeção offshore requerem uma análise completa devido aos altos custos de reprocessamento. Além disso, deve-se analisar a disponibilidade de insumos necessários para a implementação do método como energia elétrica para as bombas ou gás para injeção e também a inclinação do poço.
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10. VANTAGENS E LIMITAÇÕES DO MÉTODO “GAS-LIFT” 10.1 VANTAGENS As vantagens do gás lift podem ser resumidas em: Para um sistema já instalado, o custo de equipamentos é geralmente mais baixo que para outras formas de elevação artificial, particularmente para poços profundos. Em termos de flexibilidade não pode ser comparado com outro método de elevação. As instalações podem ser projetadas para pequenas ou grandes profundidades, para produzir de um a milhares de barris por dia. A produção pode ser controlada da superfície. A produção de fluido com material abrasivo não afeta os equipamentos de gás lift na maioria das instalações. O pouco movimento relativo entre as partes num sistema de gás lift proporciona uma longa vida útil comparado a outros métodos de elevação. Os custos operacionais são, usualmente, relativamente baixos. O principal equipamento do sistema de gás lift (o compressor de gás) é instalado na superfície, facilitando a inspeção e manutenção 10.2 LIMITAÇÕES As principais Limitações do gás lift são: Necessidade de gás disponível em altas pressões. Em algumas instâncias, ar, gases de exaustão e nitrogênio podem ser usados, mas são geralmente mais caros e mais difíceis de trabalhar; Uma grande distância entre o poço e a fonte de alta pressão de gás pode limitar seu uso. Esta limitação pode ser contornada, em alguns poços, através do uso de capa de gás como fonte de gás de elevação e o retorno desse gás para a capa dandose através da injeção em outro poço; O gás misturado ao óleo tem que ser separado e tratado na superfície; Gás corrosivo pode aumentar os custos operacionais, sendo necessário tratá-lo ou secá-lo antes de usá-lo para elevação; O custo de instalações inicial é alto (considerando-se compressores e linhas de injeção), tornando-se atrativo quando o número de poços cresce;
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CONCLUSÃO Como vimos, atualmente a energia torna-se cada vez mais importante na vida do Homem, sendo necessário aumentar a sua disponibilidade no mercado mundial. Neste contexto, o petróleo tornou-se o maior aliado e a exploração máxima das suas reservas o principal foco da indústrias petrolíferas. Como, até um certo período, os poços começam a perder a capacidade de elevar os seus fluidos naturalmente por causa da queda de pressão no seu fundo, viu-se a necessidade de aplicação de métodos de recuperação da maior quantidade possível de hidrocarbonetos de um determinado reservatório onde a injeção de gás a alta pressão foi um deles. O método de elevação por injeção de gás é utilizado para gaseificar a coluna de fluido (GLC) ou simplesmente para desloca-lo (GLI) de uma determinada profundidade até a superfície e é propício para poços que produzem fluidos com alto teor de areia. Este método é também utilizado em poços offshore, visto que a energia necessária para vencer não só a altura do poço como também a altura da coluna da água é maior que a necessária em poços onshore. Entretanto, constatamos que o gás lift pode ser injetado de uma forma continua (injetando continuamente o gás a alta pressão na coluna de produção com o objetivo de gaseificar o fluido desde o ponto de injeção até a superfície) ou de forma intermitente (que se baseia no deslocamento de golfadas de fluido para a superfície através da injeção de gás a alta pressão na base das golfadas), onde a injeção contínua é a forma mais utilizada. Todavia, independentemente da forma de injeção do gás, um sistema de Gas-lift é constituído por: Fonte de gás a alta pressão (compressores); Controlador de injeção de gás na superfície (choke ou motor valve); Controlador de injeção de gás de subsuperficie (válvulas de gas-lift); Equipamentos para separação e armazenamento de fluidos. Diante da necessidade da medição de vazões de produção e considerando que estamos perante altas e baixas pressões, válvulas automáticas não são o bastante, logo a otimização e controle de poços operando nestas condições é de carácter importante. Acreditamos que a manutenção de uma vazão de injeção de gás controlada e uma pressão de fundo ou pressão no topo do revestimento controlada estabiliza o escoamento no poço.
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INSTITUTO NACIONAL DE PETROLEOS 2013 RECOMENDAÇÃO Deve-se reforçar a Automação, o controle e a manutenção dos equipamentos de produção tanto no fundo como também na superfície, visto que é lá que esperamos colher os frutos. A injeção de gás deve ser feita o mais próximo possível do poço, pois isso darnos-ia vantagens consideráveis com relação ao volume diário de gás a injetar, que neste caso seria relativamente menor.
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INSTITUTO NACIONAL DE PETROLEOS 2013 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS THOMAS, José Eduardo, Carlos Alberto CORREIA, Attilio Alberto TRIGGIA et al, FUNDAMENTOS DE ENGENHARIA DE PETRÓLEO, Editora Interciência Ltda, Rio de Janeiro, 2001.
REFERÊNCIAS ELECTRÔNICAS http://www.weatherford.com http://www.optiflowgaslift.com
www.processgroup.com.au http://www.tencohydro.com http://www.expertune.com http://oilandgasprocessing.blogspot.com/2009/05/artificial-lift.html
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INSTITUTO NACIONAL DE PETROLEOS 2013 GLOSSÁRIO Razão gás-oleo (RGO), quociente entre as vazões instantâneas de gás e de óleo, medidas em condições-padrão. Gaseificar, neste caso refere-se à introdução do gás para a elevação do óleo. Intermitor de ciclos, é o controlador de injeção de gás na superfície. Completação de poços, é o conjunto de operações, feitas apos o término da perfuração, destinadas a equipar o poço para produzir óleo ou gás (ou ainda injetar fluidos no reservatório. Anular, é o espaço entre o Tubing e o Casing. Cabeça do Poço, tem a função de alojar a árvore de natal. Packer, com a função de vedar o espaço anular entre o revestimento e a coluna de produção, numa determinada profundidade. O seu objetivo e de proteger o revestimento (acima dele) contra pressões de formação e fluidos corrosivos; possibilitar a injeção controlada de gás pelo anular; permitir a produção seletiva de várias zonas por uma única coluna de produção. Válvula de pé, válvula que impede o retorno do fluido ao reservatório. Domo, recipientes que contem nitrogénio sob pressão, alojado em válvulas de gas-lift para mante-la fechada. Wire line, técnica que diz respeito à determinação da profundidade, à elevação das temperaturas, pressões e caudais entre outras operações de “drilling” e às relativas ao controle de jazidas. Mandris de Gas-lift, São componentes da coluna de produção que servem para alojar as válvulas que permitirão a circulação de gás do espaço anular para a coluna de produção. Golfada, Parte de um líquido. Escoamento Multifásico [composta na maioria das vezes por óleo, gás e água e, ocasionalmente, certa quantidade de areia também pode vir a ser produzida]; monofásico (óleo com todo gás dissolvido na fase líquida);bifásico (óleo e gás livre). Canhoneados, são aberturas feitas utilizando-se cargas explosivas moldadas especialmente para o efeito, para comunicar o interior do poço com a formação produtora.
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