métodos de elevação de petróleo
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Métodos de Elevação são utilizados para transportar determinado fluido de um ponto de maior pressão para o ponto de menor pressão. Estes subdividem-se em: natural e artificial.TRANSCRIPT
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Tamires Gregório Meneses
MÉTODOS DE ELEVAÇÃOOs Principais Métodos
Salvador – BA2013
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COMPONENTES DO GRUPO
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• Jason Levy Reis de Souza• Paloma França de Santana Zacarias• Tamires Gregório Meneses• Victor Said dos Santos Sousa
Orientadores: Andrea BitencourtJustino Medeiros
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SUMÁRIO
1. Introdução
2. Método de Elevação
3. Método de Elevação Natural
4 . Método de Elevação Artificial
5. Métodos por Elevação Artificial mais utilizado no Brasil
6. Referências Bibliográficas
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1. INTRODUÇÃO
Métodos de Elevação são utilizados para transportar determinado fluido de um ponto de maior pressão para o ponto de menor pressão. Estes subdividem-se em: natural e artificial.
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1.1. OBJETIVO
O trabalho apresentado tem por objetivo apresentar os principais métodos de elevação empregados na indústria petrolífera de extração.
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2. MÉTODO DE ELEVAÇÃO
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Métodos de Elevação tem por objetivo deslocar determinado fluido de um ponto de maior pressão para um ponto de menor pressão através de controle manual ou automático.
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2.1. PRINCIPAIS MÉTODOS DE ELEVAÇÃO
Figura 1 – Elevação Natural
Fonte: OIL & GÁS, 2013. Fonte: GALP ENERGIA, 2011.
Figura 2 – Elevação Artificial BMH
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Definição segundo LEONEZ (2011):
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3. MÉTODO DE ELEVAÇÃO NATURAL
“Quando o reservatório apresenta pressão suficiente para elevar esses fluídos até a superfície o poço é denominado surgente e produz por elevação natural.”
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Figura 3 – Ocorrência de Elevação Natural
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3. MÉTODO DE ELEVAÇÃO NATURAL
Fonte: OIL & GÁS, 2013.
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10Fonte: THOMAS, 2004.
3.1. PRINCIPIO DE FUNCIONAMENTOFigura 4 – Funcionamento do Método por Elevação Natural
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4. MÉTODO DE ELEVAÇÃO ARTIFICIAL
Definição segundo LEONEZ (2011):
“No caso do reservatório não possuir pressão suficiente para elevar esses fluidos até a superfície será utilizado métodos de elevação artificial.”
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4.1. PRINCIPAIS MÉTODOS
1. Gás Lift: Contínuo e Intermitente
2. Bombeio Centrífugo Submerso
3. Bombeio Mecânico com Haste
4. Bombeio por Cavidade Progressiva
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4.2. GÁS LIFT
Definição segundo THOMAS (2004):
“Esse método de elevação por ter um custo relativamente baixo para produzir em poços profundos, é bastante utilizado. ”
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4.3. PRINCIPAIS MÉTODOS
1. Gás Lift Contínuo 2. Gás Lift Intermitente
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4.3.1. Gás Lift Contínuo
Definição segundo LEONEZ (2011):
“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. ”
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4.3.1. Gás Lift Contínuo
Figura 5 – Sistema de GLC
Fonte: Adaptações de SILVA, 2002.
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4.3.2. Gás Lift Intermitente
Definição segundo LEONEZ (2011):
“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).”
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4.3.2. Gás Lift Intermitente
Fonte: Adaptações de SILVA, 2002.
Figura 6 – Sistema de GLI
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4.3.3. Gás Lift Contínuo X Gás Lift Interminente
Quadro 1 – Comparativo entre GLC e GLI
Fonte: Adaptação de THOMAS (2004).
Gás Lift Contínuo Gás Lift Intermitente
Válvula com Pequena Abertura; Válvula com Abertura Rápida;
Não necessita de válvulas para controle de injeção de gás internamente;
Necessita de duas válvulas para controle de injeção do gás internamente a coluna de produção;
Controle de injeção feito somente na superfície
Controle de injeção realizado na subsuperfície e na superfície
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Figura 7 – Sistema de Gás Lift
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4.3.4. Sistema de Gás Lift
Fonte: THOMAS, 2004.
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4.3.5. Vantagens e Desvantagens
Vantagens:
• Podendo ser utilizado em áreas de produção onshore e offshore;
• Utilizado para grandes teores de areia e razão gás – líquido (RGL);
• Baixo custo operacional;• Pode ser utilizado em poços direcionais;• Método mais utilizado na indústria petrolífera
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4.3.5. Vantagens e Desvantagens
Desvantagens:
• Só irá funcionar com a injeção de gás comprimido;• O gás a ser trabalhado não poderá ser corrosivo;• Não pode trabalhar com grande distância entre o
poço e os compressores que irão fornecer gás comprimido
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Fonte: Adaptações de SILVA, 2002.
4.4. BOMBEIO CENTRÍFUGO SUBMERSOFigura 8 – Sistema de Bombeio Centrífugo Submerso
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Partes responsáveis pelo BCS
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4.4. BOMBEIO CENTRÍFUGO SUBMERSO
1. Quadro de Comandos2. Transformador3. Cabeça de Produção4. Caixa de Ventilação5. Válvula de Retenção6. Válvula de Drenagem
7. Bomba Centrífuga8. Admissão da Bomba9. Motor Elétrico 10. Protetor11. Cabo Elétrico
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4.4.1. Vantagens e Desvantagens
Vantagens:
• Trabalha com poços que produzam alto teor de água e baixa razão entre gás – óleo (RGO);
• Tem flexibilidade quanto sua utilização em variados tipos de poço;
• Produz poços com fluidos viscosos e com alta temperatura
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4.4.1. Vantagens e Desvantagens
Desvantagens:
• Não trabalha com poços que produzam areia;• Não é apropriado para poços que produzam H₂S;• Na retirada para manutenção da bomba é necessário
bastante cuidado com o cabo elétrico;• Há deposição de detritos na bomba
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Fonte: THOMAS, 2004.
4.5. BOMBEIO MECÂNICO COM HASTE
Figura 9 – Sistema por Elevação Artificial de BMH (Cavalo de Pau)
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4.5. BOMBEIO MECÂNICO COM HASTE
Partes responsáveis pelo BM
1. Bomba de Subsuperfície2. Coluna de Hastes3. Unidade de Bombeio4. Contrapesos5. Caixa de Redução6. Motor
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Figura 10 – Bomba de Subsuperfície
Fonte: Adaptações de SILVA, 2002.
4.5. BOMBEIO MECÂNICO COM HASTE
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4.5.1. Vantagens e Desvantagens
Vantagens:
• Utilizado em poços terrestres;• Utilizados em poço com médias vazões ou baixas
vazões e grandes profundidades;• Baixo custo operacional;• Pode trabalhar com fluidos de diferentes
composições químicas
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4.5.1. Vantagens e Desvantagens
Desvantagens:
• Não pode ser utilizado em poços direcionais;• Sua utilização não é apropriada para poços com alto
teor de areia;• Utilização não apropriada para poços com alto teor
de gás
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Fonte: LOPES, 2009.
4.6. BOMBEIO POR CAVIDADE PROGRESSIVA
Figura 11 – Sistema por Elevação Artificial de BCP
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4.6. BOMBEIO POR CAVIDADE PROGRESSIVA
Partes responsáveis pelo BCP
1. Cabeçote2. Motor 3. Quadro de Comandos4. Bomba de Subsuperfície5. Coluna de Hastes
![Page 34: Métodos de elevação de petróleo](https://reader036.vdocuments.net/reader036/viewer/2022081417/55626911d8b42a14048b5316/html5/thumbnails/34.jpg)
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4.6.1. Vantagens e Desvantagens
Vantagens:
• Utilizado em poços com pequenas profundidades;• Trabalha com bombas por cavidade progressiva
imersas ao fluido em questão;• Possui dois acionamentos: um na superfície e outro
na subsuperfície;• Possui um sistema de freio mecânico para travar o
cabeçote caso haja uma parada no processo
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4.6.1. Vantagens e Desvantagens
Desvantagem:
• Possui uma limitação em relação a pressão que é formada na bomba por cavidade progressiva;
• Não pode trabalhar com poços direcionais; • Não é apropriado para trabalhar em poços com alta
produção de areia;• Não trabalha com poços em altas temperaturas
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Fonte: Adaptação de PETROBRÁS (2010).
5. MÉTODOS POR ELEVAÇÃO ARTIFICIAL MAIS UTILIZADO NO BRASIL
Tabela 1 – Principais Métodos de Elevação utilizados no Brasil
Método de Elevação Artificial Número de AplicaçõesSurgente 238
Gás Lift Contínuo 538Gás Lift Intermitente 543Bombeio Mecânico 5.849
Bombeio Centrífugo Submerso 278Bombeio por Cavidade Progressiva 898
Outros 130Total 8.474
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• LEONEZ, R. C. L. Métodos de Elevação Utilizados na Engenharia de Petróleo: Uma Revisão de Literatura. Rio Grande do Norte, UFERSA, 2011.
• THOMAS, J. E. Fundamentos de engenharia de petróleo. 2. ed. Rio de Janeiro: Interciência, 2004.
• BEZERRA, M. V. Avaliação de Métodos de Elevação Artificial de Petróleo utilizando Conjuntos Nebulosos. São Paulo, Unicamp, 2002. Disponível em: <www.bibliotecadigital.unicamp.br>. Acesso em: 18 de mar de 2013.
• JUNIOR, E. Métodos de Elevação de Petróleo. 2012. Disponível em: <www.simonsen.br>. Acesso em: 10 de mar de 2013.
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REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
![Page 38: Métodos de elevação de petróleo](https://reader036.vdocuments.net/reader036/viewer/2022081417/55626911d8b42a14048b5316/html5/thumbnails/38.jpg)
• NUNES, J. S. Estudos, Modelagem e Simulação de Instalações de Produção de Petróleo no Simulador PIPESIM com ênfase na Otimização de “Gás Lift” Contínuo. UFES, Espírito Santo, 2008. Disponível em: <www.prh29.ufes.br>. Acesso em: 18 de mar de 2013.
• LOPES, J. P. A. P. Elevação Artificial. Rio Grande do Norte, UFRN, 2009. Disponível em: <dc340.4shared.com>. Acesso em: 25 de mar de 2013.
• SILVA, W. M.; SANTOS, J. C. Elevação Artificial em Poços de Petróleo. Sergipe, ETFSE, 2002.
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REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS