Elevação Artificial Por Gas-lift Contínuo – Galileu Paulo Henke Alves de Oliveira - 2004

UNBC/RH/DRH

Galileu Paulo Henke Alves de Oliveira

Copyright © 2004 PETROBRAS

Elevação Artificial por gas-lift contínuo contínuo


2ª Edição


PETROBRAS

Atualizado em: 26/01/2004

Gestor: UN-BC/RH/DRH

Grau de Classificação: Corporativo

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2ª Edição


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Copyright © 2004 PETROBRAS Impresso no Brasil / Printed in Brazil

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Elevação Artificial por gas-lift contínuo

Ficha Técnica de Produção

Especialista Técnico / Instrutor 


Programador Web ▪

Marcelo Viana de Araújo

Equipe de EAD / Campus Virtual 

Maurizete Barroso Winter



Maria Cristina Rodrigues de Almeida



Renato Errichelli de Souza

Editoração ▪

Equipe EAD – UN-BC/RH/DRH

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Í

ndice Geral

Ficha

Técnica de Produção ________________________________________________________ 4

A presentação____________________________________________________________________

1

Conceitos e

6

Métodos de Elevação ___________________________________________ 7

1.1. Introdução __________________________________________________________________ 7 2 Gas-lift contínuo - GLC_____________________________________________________ 9 2.1. Introdução __________________________________________________________________ 9 2.2. Fundamentos _______________________________________________________________ 11 2.3. Desempenho do gas-lift _______________________________________________________ 18 2.4 . Otimização de gas-lift _______________________________________________________ 21 Exercite seu saber ............................................................. ................................................................ ............ 26

2.5. Mandris e válvulas de gas-lift __________________________________________________ 29 C onsiderações Finais...............................................................................................................34 G lossário................................................................................................................................... 35

Links Explivativos....................................................................................................................37

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A presentação Este curso tem como objetivo possibilitar o conhecimento específico sobre funcionamento e habilidades para operação e teste de um poço produzido por gas-lift e sobre equipamentos relacionados a este método de elevação. O curso tem a duração máxima de 2 meses, e carga horária total de 40 horas compreendendo a leitura individual dos módulos, participação no fórum de discussão, a realização dos exercícios e da avaliação final. Está estruturado em 2 MÓDULOS de estudo e cada MÓDULO dividido em AULAS, disponibilizadas em hipertexto através da Web, o que vai possibilitar uma aprendizagem mais interativa. Fóruns, acesso a outros links  para leituras complementares e glossário são recursos que apoiarão os seus estudos e contribuirão para ampliar os seus conhecimentos sobre a área de Petróleo. Vejamos os símbolos disponibilizados e o que significam. Para acessálos basta apontar ou clicar neles. - Indica o significado de palavras, termos e expressões. (no.) - Indica a referência bibliográfica daquela citação ou esquema. palavra ou expressão – Indica que há um link explicativo daquela palavra ou expressão. 

E tudo isto à distância, através do Campus Virtual, onde você estudará de forma diferente, com mais autonomia e no seu próprio ritmo, contando ainda com o auxílio de monitores para esclarecer suas dúvidas e verificar o seu desempenho ao longo do curso. E, como você será avaliado neste curso? Ao final de cada módulo você realizará atividades de auto-avaliação e ao término do curso uma avaliação final, onde é esperado um aproveitamento mínimo de 60%. Além disso, a sua participação nos fóruns de discussão também será importante. Agora, planeje seus estudos, organize o seu tempo e mãos à obra!

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1

Conceitos e Métodos de Elevação

1.1. Introdução

A elevação de petróleo compreende o escoamento dos fluidos na etapa de movimentação ascendente, do fundo do poço até a árvore de natal. Freqüentemente, os poços, quando perfurados, possuem energia suficiente para garantir a produção dos fluidos, desde o fundo (reservatório) até a superfície (separador). Quando isto ocorre, os poços são ditos surgentes, ou que produzem por elevação natural. Quando a energia do reservatório não é mais suficiente para garantir a produção do poço, ou seja, a pressão no fundo não é mais suficiente para vencer todas as perdas de carga é necessário atuar no sentido de acrescentar mais energia no sistema, ou criar meios de minimizar as perdas. De uma forma ou de outra, estará vislumbrada a elevação artificial. Há duas classes principais de elevação artificial: Bombeamento ou “bombeio”: quando a elevação é feita mediante um aumento da pressão de fundo dado por uma bomba instalada no poço. Gas-lift contínuo: quando a elevação é feita mediante redução da perda de

carga entre o fundo e a superfície através da injeção contínua de gás em algum ponto da coluna de produção. A finalidade do gás é reduzir a densidade média dos fluidos produzidos, com a conseqüente diminuição da parcela de perda de carga devido à coluna hidrostática (gravitacional). Além desta classificação, é comum encontrar-se uma divisão mais abrangente, com métodos desenvolvidos a partir de alguma característica específica de um ou mais poços e com aplicação mais ou menos restrita. Veja na tabela abaixo, esta divisão alternativa.

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Métodos convencionais

bombeados

gas-lift

bombeio mecânico (BM) bombeio de cavidades progressivas (BCP) bombeio centrífugo submerso (BCS) bombeio hidráulico a jato (BHJ) gas-lift contínuo (GLC) gas-lift intermitente (GLI)

plunger-lift Métodos não convencionais pig-lift jet-lift auto-gas-lift

Tabela 1: classificação dos métodos de elevação.

Atualmente, a PETROBRAS utiliza, além dos métodos convencionais citados acima, o plunger-lift e o pig-lift. Outros métodos estão hoje disponíveis para determinadas aplicações, já que se trata de uma área em contínuo aperfeiçoamento. Contudo, têm ainda uma faixa de aplicação restrita.

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2

G as-lift contínuo - GLC 2.1. Introdução

A elevação natural utiliza apenas a própria energia do reservatório para elevar os fluidos da zona produtora até a superfície. Sob determinadas circunstâncias, porém, a energia (pressão) disponível não é suficiente para manter os poços com altos valores de produção. Nestas situações, a elevação artificial entra como um método para adicionar energia ao fluido, complementando a energia do reservatório. O gas-lift contínuo (GLC) é um método de elevação de petróleo, largamente usado. É empregado não só em poços sem condições de surgência, mas também naqueles onde se pretende aumentar a sua produção de óleo. Consiste basicamente na injeção contínua de gás num determinado ponto da coluna, reduzindo a densidade média dos fluidos produzidos. Isto provoca uma diminuição no gradiente de pressão ao longo da tubulação e, conseqüentemente, menor pressão requerida no fundo do poço. O resultado é um aumento da vazão de produção. Embora existam variações, o esquema básico de um poço equipado para produzir por gas-lift contínuo é mostrado na figura a seguir. Ao longo da coluna de produção estão distribuídos alguns mandris de gas-lift contendo cada um uma válvula de gas-lift . O gás é normalmente injetado através do espaço anular revestimentocoluna de produção e penetra na coluna por meio das válvulas especialmente desenhadas para essa finalidade.

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Figura 1: esquema de poço equipado para produzir por GLC

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2.2. Fundamentos

Os princípios e limitações do método podem ser compreendidos com auxílio de alguns gráficos de perfil de pressão, como o da figura 2. Legenda Pe - Pressão Estática Pwf – Pressão de fundo em fluxo Pwh – Pressão de cabeça IPR – Pressão disponível do reservatório Psep – Pressão de separador

psep

GAS LIFT

válvula de gas-lift

pwf

pe

PRESSÃO

q VAZÃO DE LÍQUIDO IPR

Figura 2: gráfico de perfil de pressão num poço produzindo por GLC.

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Na figura 2, pode-se ver a conjugação de dois tipos diferentes de gráficos: O primeiro, o gradiente de pressão, na parte superior, entre o fundo do poço e a planta de processo. O segundo, na porção inferior da figura, um gráfico de vazão de líquido contra pressão de fundo que mostra a pressão disponível do reservatório - IPR. Esta justaposição de dois gráficos com variáveis diferentes têm por objetivo auxiliar a compreensão da relação entre perfil de pressão, pressão de fundo em fluxo e vazão de líquido. No perfil de pressão pode-se ler o valor de pressão em cada ponto da coluna de produção ou de linha. Assim, por exemplo, tem-se que do fundo do poço até a superfície a pressão se reduz de Pwf até Pwh; entre a cabeça do poço e a planta varia de Pwh até Psep. Observam-se diferentes inclinações da curva do perfil de pressão, isto é, diferentes gradientes em diferentes pontos do sistema. Assim, por exemplo, tem-se entre o fundo do poço e a válvula de gas-lift um gradiente alto (curva muito inclinada) e entre a válvula e a cabeça do poço um gradiente mais baixo (curva menos inclinada). Esta diferença no gradiente de pressão constitui a base de funcionamento do método. O gráfico de IPR, que é uma curva de desempenho do reservatório, mostra a relação entre a pressão de fundo (Pwf) e a vazão de líquido produzida. O gás injetado pelo espaço anular entra na coluna de produção através da válvula de gas-lift . Neste ponto de injeção o gradiente de pressão na coluna sofre uma mudança abrupta. Na coluna, acima deste ponto, o gradiente de pressão torna-se menor (linha mais vertical), porque o gás injetado, ao se misturar com os fluidos do poço, reduz a densidade média desses fluidos. Ou seja, torna a mistura de fluidos “mais leve”. Abaixo do ponto de injeção, contudo, o gradiente de pressão é maior devido existir uma quantidade proporcionalmente maior de líquido.

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Ao invés de se utilizar o perfil de pressão conforme mostra figura 2, pode-se visualizar o efeito do gas-lift através de uma curva de sistema, como mostra a figura 3. Nesta figura temos duas curvas de pressão requerida no fundo do poço - TPR: a primeira com gás-lif e outra surgente. Apresenta-se também a curva de pressão disponível do reservatório (IPR). A intersersecão entre as curvas TPR e IPR indica o ponto de operação do sistema. A curva de TPR com gas-lift está abaixo da surgente, ou seja, a pressão de fundo em fluxo (Pwf) do primeiro caso é menor que a do segundo. Vê-se que, para o poço em questão, não há solução de equilíbrio possível na condição surgente, isto é, não há interseção entre a IPR e a TPR. Contudo, com injeção de gás obtém-se uma solução, isto é, um ponto de operação do poço. Resumidamente, o efeito do gas-lift pode ser compreendido pela interpretação dos dois tipos de gráficos: Nas curvas de perfil de pressão figura 2: reduz o gradiente acima do ponto de injeção, promovendo uma redução de pressão ao longo de toda a coluna (trazendo a curva “mais para a esquerda”) . Nas curvas de sistema figura 3: reduz a pressão de fundo requerida, ou seja, “abaixa” a TPR. pressão TPR surgente pR

Legenda PR – pressão estática de reservatório IPR – pressão disponível de reservatório p

TPR COM GAS LIFT

TPR – pressão requerida pela coluna p – diferença de pressão entre a IPR e a TPR surgente ql – vazão de líquido

IPR ql

vazão de líquido

Figura 3: curvas de pressão requerida e disponível no fundo do poço.

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Há duas variáveis com grande impacto sobre o perfil de pressão: A primeira delas é a profundidade de injeção, cujo efeito pode ser observado na

figura 4. São apresentados três perfis de pressão, sendo um deles

surgente e outros dois com injeção de gás em diferentes profundidades. A situação de poço surgente ilustrada é a que resulta na maior pressão de fundo em fluxo e, conseqüentemente, na menor vazão de líquido produzido (Q 1). Na segunda, o gás é injetado aproximadamente no meio da coluna, o que promove redução do gradiente acima deste ponto e da pressão de fundo. O resultado disto é uma vazão de líquido maior (Q 2). Finalmente, o terceiro caso compreende a injeção do gás mais próximo ao fundo do poço, levando ao maior valor para a produção do poço (Q 3).

De modo geral, quanto maior a profundidade de injeção menor é a pressão de fundo em fluxo e, portanto, maior é a vazão de líquidos produzida.

Pwh

pressão

Legenda

e d a d i

Pwh – pressão de cabeça

d n u f o r p

Pe – pressão estática de reservatório IPR – pressão disponível de reservatório Q1, Q2, Q3: valores de vazão de líquido pressão Pe

Q1 Q2 Q3 vazão

IPR

Figura 4: efeito da profundidade de injeção sobre a vazão.

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A segunda variável com grande impacto sobre o desempenho do poço é a vazão de gás injetado. Por razões práticas é freqüente o uso do parâmetro razão gás-líquido de injeção (RGLI), definido pela equação abaixo, em substituição à vazão de gás injetado. Entretanto, ambos os parâmetros, RGLI e vazão de gás (Q gi), indicam a quantidade ou proporção de gás que está sendo utilizado na elevação artificial.

RGLI =

Q gi Q L

=

vazão de gás injetado vazão de líquidos (óleo e água)

O efeito da RGLI ou seu equivalente Q gi pode ser observado na figura 5. Três situações sobrepostas são mostradas, todas com injeção no mesmo ponto da coluna, sendo a primeira com o poço surgente (RGLI = 0) e as demais com vazões de gás progressivamente maiores. Embora a profundidade de injeção seja fixa, a RGLI determina vazões diferentes e, como regra geral, maiores valores de RGLI implicam em maiores vazões de líquido. Pwh

pressão

Legenda RGLI = 0

RGLI – razão gás-líquido de injeção e d a d i d n u f o r p

RGLI1 > 0

Pwh – pressão de cabeça IPR – pressão disponível do reservatório

RGLI2 > RGLI1

Pe – pressão estática de reservatório Q1, Q2, Q3: valores de vazão de líquido pressão Pe

Q1 Q2 Q3 vazão

IPR

Figura 5: efeito da RGLI sobre a vazão.

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Ocorre, entretanto, que a injeção de gás em demasia introduz no escoamento multifásico, tanto na coluna de produção quanto na linha e riser, um adicional de perda de carga por fricção . O gas-lift aumenta a velocidade do escoamento acima do ponto

de injeção, o que implica em aumento do gradiente de pressão por fricção. Estabelece-se, assim, uma contraposição entre dois efeitos: Por um lado o gás tende a reduzir a densidade do fluido e, portanto, o gradiente gravitacional. Por outro, faz aumentar o gradiente por fricção - a rigor, aumenta também o gradiente por aceleração, mas este é usualmente de pouca importância. Isto impõe um limite claro à eficiência do método, como ilustram as

figura 6 e

figura 7 e Figura 8. Estes dois gráficos, obtidos de um poço real, demonstram que valores excessivamente altos de vazão de gás injetado podem ser prejudiciais. Mais que isso, valores de RGLI (razão gás-liquido de injeção) ou de Qgi (vazão de gás de injeção) que são aceitáveis para uma certa vazão de produção do poço, podem não o ser para outras vazões. Deve-se observar a grande diferença entre uma curva de pressão de fundo requerida elaborada com RGLI constante ou com Qgi constante (figuras 7 e 8). Para a primeira, assume-se que a quantidade de gás injetado é variável e proporcional à vazão de líquido do poço. Assim, quanto mais alta a vazão de líquido, maior a vazão de gás injetado. Para o segundo gráfico, a vazão de gás é independente da vazão. Assim, para vazões de líquido muito baixas a RGLI é muito maior que para altas vazões de líquido. Estes dois tipos de curvas são simplesmente duas formas diferentes de se analisar o mesmo fenômeno.

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Assim, a RGLI ideal para um poço, isto é, aquela que conduz à maior vazão, depende de diversos parâmetros como, por exemplo, a vazão de líquidos produzida, a profundidade de injeção do gás, o comprimento da linha etc.

0 pressão de

-200

Qgi

-400

) m ( -600 e d a d i -800 d n u f -1000 o r P

surgente 50 100 200 álvula -

-1200

300

-1400 -1600 0

20

40

60

ão de 100 press 120 fundo em

80

Pressão (kgf/cm2)

Figura 6: efeito da vazão de gás injetado (Qgi) sobre 260 ) 2 240 m c / f g 220 k (

RGLI surgente 150

o x 200 u l f m180 e o d n 160 u f e d 140 o ã s s 120 e r P

300 500 700

100 0

200

400

600

800

1000

Vazão de líquido (m3/d)

Figura 7: efeito da RGLI sobre a curva de pressão requerida.

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260 ) 2 240 m c / f g 220 k ( o x u 200 l f m e 180 o d n u 160 f e d o ã 140 s s e r P 120

Qgi surgente 50 100 200 300

100 0

200

400

600

800

1000

Vazão de líquido (m3/d)

Figura 8: efeito da Qgi sobre a curva de pressão requerida

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2.3. Desempenho do gas-lift

Uma forma concisa e clara de demonstrar o efeito da RGLI ou da vazão de gás injetado é a curva de desempenho do gas-lift . Esta curva é elaborada considerando o equilíbrio entre poço e reservatório. Esses pontos de equilíbrio são aqueles em que a curva de IPR intercepta as curvas de TPR. A curva de IPR é única e independente do gas-lift. A TPR, porém, é fortemente afetada pelo gás injetado para elevação. Assim, sobrepondo a IPR às diversas curvas de TPR (uma para cada vazão de gás) como mostra a figura 7, têm-se diferentes pontos de equilíbrio. É perceptível que a vazão de equilíbrio geralmente aumenta com o aumento da RGLI, mas tem um ponto de máxima produção. A partir deste ponto, ocorre uma diminuição da vazão. Isto pode ser melhor compreendido através da curva de desempenho do gas-lift , como mostra a figura 8. Esta curva resume o que se pode esperar do poço utilizandose o gas-lift como método de elevação artificial.

260 ) 2 240 m c / f g 220 k (

RGLI surgente

o x 200 u l f m180 e o d n 160 u f e d 140 o ã s s 120 e r P

150 300 500 700 IPR

100 0

200

400

600

800

1000

Vazão de líquido (m 3/d)

Figura 9: sobreposição de IPR e TPRs para diferentes valores de RGLI

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700 600

) d / 3 m (

500

o d i z u d 400 o r p o d 300 i u q í l e d 200 o ã z a V 100

0 0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

Vazão de gás injetado (m il m3/d)

Figura 10: curva de desempenho do poço.

A curva de desempenho é válida apenas para o poço em questão e para uma dada profundidade de injeção. Ou seja, se por qualquer razão o gás passar a ser injetado por outra válvula, a curva representada no gráfico acima não se aplica mais. Da mesma forma, com o passar dos meses ocorre uma mudança da IPR, causada pela depleção do reservatório, ou alteração do BSW ou BSW da formação, o que provoca alteração das curvas de TPR e, conseqüentemente, também da curva de desempenho.

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Revendo brevemente os tipos de curvas até aqui apresentados, temos: Curvas de perfil de pressão: pressão vs. profundidade. Cada curva é válida para vazão de líquido e RGLI fixas. A IPR não afeta a curva. Figura 2 Curvas de sistema: pressão vs. vazão de líquido. Cada curva se aplica a uma determinada profundidade e RGLI fixa. A IPR não afeta a curva. Figura 3 Curvas de desempenho: vazão de líquido vs. vazão de gás injetado. A curva não se refere a um ponto específico do sistema, nem a uma vazão determinada de líquido, em a uma certa RGLI. É, porém, uma descrição concisa do desempenho da elevação artificial. Figura 9

2.4 . Otimização de gas-lift

O termo otimização de gas-lift , extensivamente empregado na indústria, refere-se à elaboração da curva de desempenho e à escolha do ponto de operação. Estas tarefas são conduzidas pelas equipes de operação e de elevação artificial. Baseiam-se em algumas relações econômicas, cujo desenvolvimento será mostrado a seguir com a nomenclatura apresentada na figura abaixo. 550

Tangente Econômica

500

O

) d / 3 m ( s 450 o d i u q í L e d 400 o ã z a V

E

Legenda

B

QL

O – ponto de máxima vazão E – ponto econômico

A

QL – variação da vazão de líquidos Qgi- variação da vazão de gás injetado

350

QGI

300 0

50

100

150

200

250

300

350

Vazão de Gás Injetado (1000 m3/d)

Figura 11: princípio da otimização econômica do gas-lift .

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Se o poço operar com gas-lift no ponto O, estará trabalhando no seu ponto de máxima vazão de líquidos. Admitindo-se não haver limitação da disponibilidade de gás para o gas-lift , este seria o ponto ideal de operação. Convém ressaltar, mesmo sendo óbvio, que operar aquém do ponto O pode ser razoável, se houver qualquer limitação que obrigue a isso; porém, operar além do ponto O é inadmissível, porque além de se consumir mais capacidade de compressor para comprimir um volume maior de gás, o resultado seria uma menor vazão de produção de líquidos. A componente econômica é a que determina o ponto ideal de operação. Admita-se que o poço, representado na figura 10 esteja operando no ponto A, e que se deseje aumentar sua produção de líquidos até se atingir o ponto B. Em outros termos, deseja-se obter um aumento QL na vazão de líquidos à custa de um aumento de Qgi na vazão de gás injetado. A decisão de se passar do ponto A para o ponto B, a despeito de significar um aumento na produção de líquidos, só deve ser tomada se houver ganho econômico, isto é, se a receita adicional proveniente do incremento na produção de óleo for maior ou igual, aos custos extras decorrentes do aumento da vazão de gás injetado. Matematicamente, tem-se: ∆Q L .f O .R O ≥ ∆Q GI .C G

Onde: f O = fração de óleo produzida no total de líquidos; (f O = (1 – BSW)/100) RO = receita decorrente da produção de óleo CG = custo de fornecimento da vazão de gás para o gas-lift Rearranjando esta inequação, tem-se:

∆Q L ∆QGI

≥

C G f O . RO

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Desta forma, o processo de aumento da produção de óleo do poço, a partir do incremento da vazão de gás, deve ser feito de tal forma que esta inequação seja respeitada, ou seja, desde que haja economicidade. Assim, se o aumento da vazão de óleo for grande, ou o seu valor de mercado for alto, então possivelmente o incremento de vazão de gás será compensado pelo aumento da receita de óleo. Isto poderá ser repetido até que esta inequação torne-se uma equação, ou seja, até que um incremento da receita de óleo torne-se equivalente ao dispêndio promovido pela vazão de gás. A partir deste ponto o processo será antieconômico. O ponto onde se verifica a igualdade é chamado de ponto econômico, assinalado como ponto E da figura 10, uma vez que ele traduz a melhor relação entre a produção de óleo e gás injetado do ponto de vista econômico. A cada ponto de curva QL vs. Qgi pode-se traçar uma reta tangente. A tangente trigonométrica desta reta corresponde exatamente à relação

QL /

Qgi. A reta

tangente que passa pelo ponto econômico, denominada tangente econômica, está assinalada na figura11. Numa consideração gráfica, nota-se que a tangente econômica é aquela de menor inclinação possível, que ainda possui caráter de economicidade, já que acima do ponto E a inequação mostrada anteriormente não é respeitada. Em outros termos, para se conseguir produção de óleo maior do que a correspondente ao ponto E, devese operar o gas-lift numa condição não econômica onde, por certo, o custo com a compressão do gás a ser injetado será maior do que a receita adicional advinda do ganho de óleo. A conclusão mais importante dessa avaliação é o fato de que a operação com gas-lift , no ponto de máxima vazão de líquidos (ponto O), ou em qualquer outro ponto

entre E e O, só é admissível em casos muito particulares, onde o custo da compressão de gás adicional tende a ser muito baixo.

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Há diversos procedimentos e algoritmos aceitos para proceder a otimização de um poço. Porém, todos implementam variações do seguinte método: a. Obter a curva de QL x Qgi do poço. Pode ser obtida com auxílio de simuladores numéricos ou diretamente a partir de testes de produção b. Obter o valor do custo de compressão de gás, bem como a receita adquirida na produção de óleo c. Calcular a relação:

C G f O . RO

d. A partir de um ponto qualquer, no trecho crescente, da curva QL x Qgi, verificar a possibilidade de se proceder a um incremento na vazão de gás respeitando a inequação: ∆Q L ∆QGI

≥

C G f O . RO

e. Repetir o passo d até o atendimento da condição de igualdade. Nesta situação estará definido o ponto econômico de operação recomendado para o gas-lift do poço. Cabem, contudo, alguns comentários sobre a aplicabilidade deste método: 1º - Num estudo econômico, uma enumerável série de fatores interferem, tornando muitas vezes quase impossível avaliar sua importância relativa; noutras ocasiões, é difícil expressá-los em termos financeiros. 2º - Todo o método está apresentado para um conjunto fixo de parâmetros, mas um estudo da influência de aspectos como diâmetro da coluna, pressão de separação, ponto de injeção do gás na coluna etc., pode ser requerido, visando aumentar a consistência das recomendações de otimização.

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3º - O método se fundamenta numa curva de vazão de líquidos vs. vazão de gás injetado. Esta curva é normalmente traçada com auxílio de simuladores e correlações empíricas que nem sempre expressam precisamente a realidade. É, portanto, fundamental a comparação entre os resultados do método e o comportamento real do poço através de testes de campo. O método descrito determina as vazões de óleo e gás injetado que maximizam a receita que poderia ser chamada “operacional”, não levando em conta, portanto os investimentos feitos e nem a política de explotação das reservas.

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Exercite seu saber Considere o poço, cujo comportamento do gas-lift , ocorre segundo a curva apresentada abaixo:

700 ) d / 3 600 m ( o 500 d i z u d 400 o r p o d 300 i u q í l 200 e d o ã 100 z a V

0

0

50

100

150

200

250

Vazão de gás injetado (mil m3/d)

Admitam-se os seguintes os valores econômicos: CG = 109 US$/1000 m3 RO = 100 US$/m3 !) Encontre o ponto econômico de operação do gas-lift, para as situações em que: a) BSW = 0% b) BSW = 50% Respostas: a) QGi = 95 mil m3/d e QL = 536 m3/d b) QGi = 75 mil m3/d e QL = 503 m3/d

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Para auxiliar nos cálculos, na tabela a seguir são apresentados valores de vazão de gás injetado (em mil m 3/d) e de líquido produzido (em m 3/d), mostrados no gráfico anterior. Algumas colunas úteis para os cálculos foram também foram também acrescentadas para facilitar a resolução.

QGi (mil m3/d)

QL (m3/d)

QGi

∆

QL

∆

∆Q L ∆QGI

0 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90 95 100 105 110 115 120 125 130 135 140 145 150 155 160 165 170 175 180 185 190 195 200 205 210 215

−

C G f O . RO

0 393 422 444 463 477 491 503 513 521 529 536 541 546 551 555 558 561 564 566 568 570 571 572 573 574 575 575 575 574 574 574 573 572 571 569

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A partir do gráfico abaixo, responda:

800

) d / 3 700 m (

A

o 600 d i z u 500 d o r p 400 o d i u 300 q í l e 200 d o ã 100 z a V 0

B C

0

100

200

300

400

500

Vazão de gás injetado (mil m 3/d)

Gráfico de curvas de desempenho dos poços A, B e C A) Qual ou quais são os poços surgentes? ( ( ( ( (

) Apenas o poço A ) Apenas o poço B ) Apenas o poço C ) Os poços A e B ) Todos os poços

B) O que você recomendaria para o poço B? ( ) Fazer gás-lift com a mesma vazão de gás dos poços A e C ( ) Não fazer gas-lift, devido ser a curva de desempenho declinante. ( ) Fazer gas-lift com uma vazão de gás de 400 mil m3/d Fazer gás-lift com uma vazão de 50 mil m3/d, porque este é o ponto de intersecção entre as curvas do poço A e B. Fazer gás-lift com vazão de gás menor que a do poço A e maior que a do poço C. C) Se você dispusesse apenas de 50 mil m 3/d para gás-lift, em qual ou quais poços, você injetaria? ( ( ( ( (

) Injetaria 25 mil m3/d no poço A e 25 mil m3/d no poço B ) Injetaria 50 mil m3/d no poço A ) Injetaria 50 mil m3/d no poço B ) Injetaria 50 mil m3/d no poço C ) Distribuiria a vazão igualmente entre os três poços.

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2.5. Mandris e válvulas de gás-lift

O mandril de gas-lift é um componente da coluna de produção usado como alojamento de diversos tipos de válvulas, chamadas válvulas de gas-lift , que promoverão a comunicação entre anular e coluna figura 11. Estas válvulas podem ser assentadas e retiradas através de operações com arame. Os mandris de gas-lift mais comumente utilizados são excêntricos, isto é, as bolsas de assentamento das válvulas são localizadas na lateral do mandril, só sendo acessíveis com a utilização de ferramentas especiais (desviadores) através de operações com arame. Assim, os mandris mantêm uma área de fluxo igual ao dos tubos da coluna de produção.

Figura 12: alguns MGL, em corte; esquema do mandril de gas-lift com bolsa lateral e desviador instalando uma VGL na bolsa do MGL.

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A válvula de gas-lift figura 12 é o equipamento por onde ocorre a injeção de gás na coluna. Permite a passagem de fluidos no sentido anular/coluna, mas não permite passagem no sentido inverso. Eventualmente pode ser instalada no mandril uma válvula cega, que não permite a circulação de fluidos enquanto estiver assentada. Serve para reservar uma posição estratégica na coluna para uso futuro.

Figura 13: válvulas de gas-lift de 1 ½“.

Os tipos normalmente encontrados de válvulas de gas-lift são de orifício e de pressão. As do primeiro tipo – orifício – contém internamente uma sede com um orifício circular. São normalmente instaladas na profundidade limite de operação, ou seja, ocupam geralmente a posição no mandril mais profundo. Sua única função é oferecer resistência à passagem do gás do revestimento para a coluna de produção, permitindo, assim, um certo nível de controle por parte do operador. PETROBRAS




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As válvulas calibradas, também denominadas válvulas de pressão ou de fole carregado, permitem um controle mais refinado sobre a vazão de gás. Mostrada esquematicamente na figura 13, a válvula calibrada é do tipo normalmente fechada, abrindo-se apenas com alta pressão no espaço anular. Contém um fole no interior do qual injeta-se nitrogênio a alta pressão que força a haste contra a sede, obstruindo o orifício. Para baixa pressão de gás no anular, a válvula permanece fechada; porém, em pressões mais altas estabelece-se um equilíbrio entre o gás fora do fole e o nitrogênio dentro do fole, o que leva a haste a se afastar do orifício, permitindo a passagem de gás. Existem duas funções básicas deste tipo de válvula no método GLC: A primeira, e principal, é permitir a retirada do fluido de amortecimento do poço a partir da pressão de gás disponível na superfície - operação de partida ou kick-off .

A segunda é quando utilizada como válvula operadora, controlar a vazão de gás a ser injetada na coluna de produção. Mais detalhadamente, esta válvula é mostrada na figura abaixo.

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Tubulação de Produção

Mandril de Gas Lift

Packer

Figura 14: posicionamento de uma válvula de gas-lift no mandril.

Seu principio de funcionamento é relativamente simples e pode ser compreendido com auxílio da figura 14: a pressão do nitrogênio (Pbt), atuando sobre a área da seção transversal do fole (Ab), gera uma força que tende a manter a válvula fechada. Já as pressões do gás no revestimento (Pvo) e do fluido na coluna de produção (Pt), atuando na área do fole subtraída da área da sede (Ab - Ap) e na área da sede (Ap), respectivamente, geram forças que tendem a manter a válvula aberta. A posição da haste, que define a condição de abertura ou fechamento da válvula, é função da resultante destas forças. Por serem os equipamentos mais importantes nas instalações convencionais do método, pois exercem o controle da injeção de gás na coluna, torna-se necessário o conhecimento preciso do seu desempenho dinâmico, ou seja, seu comportamento quanto à passagem de gás em função das pressões de montante e jusante (revestimento e tubo respectivamente).

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Figura 15: esquema de uma válvula de gas-lift

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Considerações Finais

A forma pela qual os ensinamentos foram aqui apresentados teve um foco eminentemente prático. Muitas, porém, são as situações efetivamente verificadas na prática de campo e algumas delas poderão parecer contradizer o que aqui foi exposto. No entanto, o conjunto de fenômenos não vai muito além do que aqui se aprendeu e a aplicação cuidadosa destes conceitos deve ser suficiente para esclarecer qualquer comportamento que pareça anômalo. Exceção, contudo, é feita ao caso da instabilidade do poço. Este fenômeno, que consiste em oscilações grandes nas vazões e pressões, não se explica pelos gráficos aqui apresentados e requerem outras ferramentas de análise. Será, por isso, objeto de estudo posterior. Espero que os conhecimentos adquiridos garantam maior qualidade no seu exercício profissional. Até uma próxima oportunidade! Galileu Paulo Henke Alves de Oliveira

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Glossário A | B | C | D | E | F | G | H | I | J | L | M | N | O | P | Q | R | S | T | U | V | X | Y | Z

B BSW – Fração ou porcentagem de água e sedimentos na fase líquida - Basic Water and Sediments.

C Coluna hidrostática – pressão ou acréscimo de pressão causado pelo peso próprio do fluido. É o resultado da ação da força da gravidade sobre uma coluna vertical de fluido.

E Elevação natural – método de produção de um poço sem a utilização de fonte externa de energia ou gás de elevação. Escoamento multifásico – Escoamento de fluido em duas ou mais fases, tais como gás + óleo + água. Explotação – Ação de explotar. Tirar proveito econômico de (determinada área), sobretudo quanto aos recursos naturais. G Gradiente de pressão – relação (divisão) entre a variação de pressão e o comprimento de uma tubulação. I IPR – Curva de desempenho do reservatório ou curva de pressão disponível do reservatório - Inflow Performance Relationship.

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M Mandris de gas-lift – equipamento, parte da coluna de produção, com orifícios na lateral para entrada de gás na direção anular-coluna. Aloja a válvula de gas-lift . P Psep – Pressão de separador Pe - Pressão Estática Pwf – Pressão de fundo em fluxo Pwh – Pressão de cabeça R RGO – razão gás-óleo. Relação entre a vazão de gás e a vazão de óleo Riser – segmento de linha de escoamento entre a plataforma e o fundo do mar. S Surgente – poço que não depende de elevação artificial para fluir. T TPR – Curva de desempenho da tubulação ou curva de pressão requerida no fundo do poço - Tubing Performance Relationship. V Válvula de gas-lift – Equipamento instalado no mandril de gas-lift com a função de regular a entrada de gás na coluna de produção. Vazão de equilíbrio – Vazão de líquido do poço para a qual a pressão disponível do reservatório (da curva de IPR) é igual à pressão requerida pelo poço (da curva de TPR). Na prática corresponde à vazão de produção real do poço.

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Links Explivativos

Curva de sistema – É um gráfico que apresenta a relação entre duas variáveis

importantes do escoamento. Por exemplo, pressão versus vazão de líquido, pressão versus vazão de gás injetado, temperatura versus pressão etc. Esta curva é sempre referente a uma determinada localização no poço. Perda de carga por fricção – Redução de pressão no escoamento causada pelo atrito

entre o fluido e a parede da tubulação. Ponto econômico - Ponto em que os custos com a utilização do gás são equivalentes

com a receita produzida pelo óleo.

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Elevação Artificial Por Gas-lift Contínuo – Galileu Paulo Henke Alves de Oliveira - 2004

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