Costa, Rutácio O. Curso de Bombeio Mecânico. Petrobras, 2008 1 1 INTRODUÇÃO Para a produção de petróleo é necessário, antes de tudo, descobrir o campo potencialmente produtor através de estudos geológicos e sísmicos. Posteriormente, um poço atravessando uma ou mais zonas potencialmente portadoras de hidrocarbonetos deve ser perfurado. Durante a perfuração é possível confirmar a presença de óleo. Neste caso o poço deverá ser revestido. O espaço entre o revestimento de aço e as paredes do poço é preenchido com cimento para garantir o perfeito isolamento entre as formações. Fig. 1-1 Poço canhoneado e amortecido Uma vez identificado o intervalo produtor, já com o poço cheio de fluido de completação, realiza-se a operação de canhoneio que consiste em disparar uma carga explosiva que atravessa o revestimento e o cimento, penetrando na formação. Com isso, a formação produtora comunica-se com o interior do poço (Fig. 1-1). O Cimento Revestimento Formação Produtora Canhoneados Fluido de Completação
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Costa, Rutácio O. Curso de Bombeio Mecânico. Petrobras, 2008
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1 INTRODUÇÃO
Para a produção de petróleo é necessário, antes de tudo, descobrir o campo
potencialmente produtor através de estudos geológicos e sísmicos. Posteriormente,
um poço atravessando uma ou mais zonas potencialmente portadoras de
hidrocarbonetos deve ser perfurado. Durante a perfuração é possível confirmar a
presença de óleo. Neste caso o poço deverá ser revestido. O espaço entre o
revestimento de aço e as paredes do poço é preenchido com cimento para garantir o
perfeito isolamento entre as formações.
Fig. 1-1 Poço canhoneado e amortecido
Uma vez identificado o intervalo produtor, já com o poço cheio de fluido de
completação, realiza-se a operação de canhoneio que consiste em disparar uma
carga explosiva que atravessa o revestimento e o cimento, penetrando na formação.
Com isso, a formação produtora comunica-se com o interior do poço (Fig. 1-1). O
Cimento Revestimento
Formação Produtora Canhoneados
Fluido de Completação
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fluido de completação deixado no interior do poço é cuidadosamente dimensionado
para que não haja fluxo de fluidos da formação para o poço e seja praticamente
desprezível o fluxo do poço para a formação. Diz-se, então, que o poço se encontra
amortecido.
Testes de formação e simuladores numéricos podem definir a viabilidade da
elevação natural de petróleo, situação em que a pressão no reservatório é suficiente
para elevar o petróleo até a superfície numa vazão comercial, ao se substituir o
fluido de completação no interior da coluna de produção por fluido menos denso,
oriundo da formação produtora. Neste caso, o poço será equipado para surgência
(Fig. 1-2).
Fig. 1-2 Poço equipado para surgência
O método de elevação mais simples e econômico, sem dúvida, é a produção
por surgência, a qual requer do reservatório grande quantidade de energia
armazenada na forma de pressão. Porém, nem sempre a energia disponível é
CimentoRevestimento
FormaçãoProdutora Canhoneados
Packer
Tubulação deProdução
Óleo
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suficiente para a elevação natural, sendo freqüentemente necessária a sua
complementação através de métodos de elevação artificial.
Os métodos de elevação artificial tradicionais, e mais largamente
empregados, são o bombeamento mecânico (BM), o bombeamento de cavidades
progressivas (BCP), o bombeamento centrífugo submerso (BCS) e o gas lift.
No bombeio mecânico, a energia adicional para elevação do fluido produzido
é transmitida para a sub-superfície através do movimento alternativo de uma coluna
de hastes que aciona uma bomba de fundo (Fig. 1-3).
Fig. 1-3 Poço equipado com bombeio mecânico
O movimento alternativo do pistão no interior da camisa, juntamente com a
operação das válvulas da bomba possibilitam a transmissão de energia mecânica
para o fluido na forma de um acréscimo de pressão. O fluido a baixa pressão está
Coluna de Produção
Bomba deFundo
FormaçãoProdutora Canhoneados
Fluido
Coluna deHastes
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presente na sucção da bomba, enquanto que o fluido a alta pressão está presente
na descarga da bomba.
A energia requerida da formação é somente a necessária para o transporte
dos fluidos desde o interior da formação até a sucção da bomba de fundo.
Fig. 1-4 Poço equipado com bomba de cavidades progr essivas
No bombeio de cavidades progressivas (Fig. 1-4) a energia complementar é
transmitida até a sub-superfície através do movimento rotativo da coluna de hastes
que aciona um rotor de formato helicoidal que gira no interior de um estator,
FormaçãoProdutora Canhoneados
Óleo
Coluna deHastes
Rotor
Estator
Coluna deProdução
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transportando o fluido de uma região de baixa pressão (sucção) para uma região de
alta pressão (descarga).
No bombeio centrífugo submerso (Fig. 1-5) a energia suplementar requerida é
transmitida por cabo elétrico até a sub-superfície, onde um motor elétrico converte a
energia elétrica em energia mecânica que é entregue ao fluido através de uma
bomba centrífuga.
Fig. 1-5 Poço equipado com bomba centrífuga submers a
No gas lift (Fig. 1-6) a estratégia utilizada para a elevação de petróleo é o
aumento da razão gás-óleo de produção através da injeção de gás comprimido no
interior da coluna de produção. Com isso, o gradiente de pressão diminui, isto é, a
coluna de fluido fica mais “leve” e a pressão disponível no reservatório passa a ser
FormaçãoProdutora Canhoneados
Óleo
Bomba
Sucção
Motor
Cabo Elétrico
Selo
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suficiente para manter a vazão de produção conforme os requisitos do projeto. A
energia adicional requerida para elevação de petróleo é fornecida pelo compressor
de gás natural instalado na superfície. A pressão de compressão disponível
tipicamente fica na faixa de 70 a 100 kgf/cm2.
Fig. 1-6 Poço equipado com gas lift
Dentre os métodos de elevação artificial, o mais usado no mundo inteiro é o
bombeamento mecânico. Estevam (2006) mostra que 94 % de todos os poços de
petróleo do mundo são equipados com algum método de elevação artificial. Destes,
71 % são equipados com bombeio mecânico (Fig. 1-7). Na Petrobras, cerca de 70 %
dos poços produtores são equipados com bombeamento mecânico alternativo.
Mandril de Gas Lift
Packer
Tubulação de Produção
Válvula de Gas Lift
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7
71%
10%
10%6% 3%
Bombeio MecânicoGas LiftBCSBCPOutros
Fig. 1-1-7 Distribuição de poços por método de elev ação
Em relação aos outros métodos, sua popularidade está associada ao baixo
custo de investimento e manutenção, grande flexibilidade de vazão e profundidade,
alta eficiência energética, possibilidade de operação com fluidos de diferentes
composições e viscosidades e em larga faixa de temperaturas.
O bombeio mecânico também é o mais antigo método de elevação, havendo
indícios de sua utilização pelos chineses há mais 3.000 anos, para produção de
água.
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2 PROPRIEDADES DOS FLUIDOS
2.1 Massa específica
É a relação entre a massa (m) e o volume do fluido (V). Usualmente varia com
Alternativamente pode-se usar a equação de Sousa et al6 cujos erros ficam na
faixa de ±0,123% (Eq. 3-45).
+−−=87,01010 Re
09,5
7,3log.
Re
16,5
7,3log2
1
D
k
D
k
f ...................................... Eq. 3-45
5 Jain, A.K.: An Accurate Explicit Equation for Friction Factor. J. Hidraulics Div. ASCE, Vol. 102, No. HY5, 1976. 6 Sousa, J et al: An explicit solution of the Colebrook-White equation through simulated annealing. Water industry systems: modelling, optimization and applications, vol. 2, Baldock, England, Research Studies Press, 1999.
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4 DESEMPENHO DE RESERVATÓRIOS (INFLOW PERFORMANCE)
Para elaboração de um projeto de elevação artificial é necessário o
conhecimento preciso dos fatores que determinam a vazão através do meio poroso
até o poço.
As curvas de pressão disponível em um reservatório, denominadas curvas de
IPR (Inflow Performance Relationship), conforme seu criador, W.E. Gilbert7, em
1954. Elas representam a relação que existe entre a pressão de fluxo no fundo do
poço e a vazão.
A base de estudo das curvas de IPR é a lei de Darcy, que pode ser expressa
Podemos definir uma eficiência volumétrica (Ev) como sendo a relação entre a
vazão bruta de líquido (Qb) e o deslocamento volumétrico (PD):
PD
QE b
v = ..................................................................................................... Eq. 5-5
A eficiência volumétrica depende do fator volume de formação das fases
líquida e gasosa, da razão de solubilidade do gás no óleo nas condições de pressão
e temperatura de sucção, bem como da capacidade do reservatório de alimentar a
bomba. No final do curso ascendente a bomba de fundo geralmente não contém
somente fase líquida, o que afeta diretamente a eficiência volumétrica. O cálculo do
percentual de enchimento da bomba é abordado no Capítulo 10.
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Na ausência de gás, se instalarmos uma bomba de fundo abaixo dos
canhoneados com capacidade ligeiramente superior à vazão máxima do
reservatório, atingiremos, no equilíbrio, esta vazão.
Por vezes, entretanto, estudos de reservatório nos obrigam a produzir o poço
com vazões inferiores ao valor máximo para que se evite a formação de cones de
água ou de gás, ou ainda para prevenir danos pela elevada produção de areia ou de
finos. Neste caso diz-se que o poço tem limite de vazão. Devemos dimensionar o
poço para produzir aproximadamente a vazão limite.
Quando se produz um poço numa vazão inferior ao seu potencial diz-se que
se está produzindo com perda, sendo esta calculada pela diferença entre a vazão
atual e a vazão máxima ou o limite, se houver. O ajuste da vazão para eliminar a
perda é feito aumentando-se o curso e/ou o número de ciclos por minuto, o que
aumenta o deslocamento volumétrico da bomba, conforme pode ser observado na
Eq. 5-4. Outra providência que pode ser tomada quando a produção está muito
abaixo da desejada é a troca da bomba de fundo por uma de maior diâmetro.
5.2.1 Perda por escorregamento
Parte do fluido bombeado retorna para a sucção da bomba através da folga
que existe entre o pistão e a camisa. Uma fórmula aproximada para estimar o valor
do vazamento é apresentada por Takács:
( )l
dpdqs η
3610006,1 ∆∆×=
Onde:
qs = vazão de escorregamento, bbl/d.
d = diâmetro do pistão, in.
∆p = diferencial de pressão sobre o pistão, psi.
∆d = folga entre o pistão e a camisa, in.
η = viscosidade do líquido, cp.
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l = comprimento do pistão, in.
5.3 Tipos de bombas de fundo
As bombas de fundo podem ser classificadas em dois grandes grupos:
tubulares e insertáveis.
Bomba tubular (Fig. 5-5) é aquela cuja camisa é enroscada diretamente na
coluna de produção. É o tipo de bomba é mais simples e robusto, e apresenta a
maior capacidade de bombeamento para um dado diâmetro de tubulação.
Geralmente utiliza-se dois niples de extensão com diâmetro intermediário
entre o diâmetro interno da coluna de produção e o diâmetro interno da camisa. O
superior facilita o encamisamento do pistão e o inferior é útil para acúmulo de
detritos.
A válvula de pé é instalada num niple de assentamento abaixo do niple de
extensão inferior e é removível. Para isto, basta descer o pistão até que o pescador,
instalado na sua extremidade alcance a válvula de pé. Em seguida, gira-se a coluna
de hastes, enroscando o pescador na rosca da válvula de pé. Concluída esta
operação, pode-se manobrar a coluna de hastes para acessar o pistão e a válvula
de pé na superfície.
A manobra da coluna de hastes permite apenas a troca do pistão e da válvula
de pé. Caso haja danos (por abrasão ou corrosão, por exemplo) no pistão,
provavelmente haverá necessidade de substituir também a camisa.
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Fig. 5-5 Componentes da Bomba de Fundo Tubular
Para troca completa da bomba de fundo é necessário manobrar toda a coluna
de produção, sendo esta a sua principal limitação.
A bomba insertável (Fig. 5-6) é solidária à coluna de hastes. A coluna de
produção deve ser descida com um niple de assentamento instalado na
profundidade onde será instalada a bomba. A bomba completa é descida
Componentes B 13 Camisa de parede grossa
C 11 Gaiola aberta superior do pistão
C 13 Gaiola fechada do pistão
C 16 Gaiola da válvula de pé
C 34 Luva do tubo de produção
C 35 Luva da camisa
N 13 “Niple” de assentamento
N 21 “Niple” de extensão superior
N 22 “Niple” de extensão inferior
P 21 Pistão inteiriço
P 31 Pescador da válvula de pé
S 13 Anel do copo de assentamento
S 14 Porca do copo de assentamento
S 16 Acoplamento do copo de assentamento
S 17 Mandril de assentamento
S 18 Copo de assentamento e vedação
S 22 Conjunto de assentamento mecânico
V11 Válvula esfera de passeio e de pé
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posteriormente na extremidade da coluna de hastes. Uma vez atingida a
profundidade do niple de assentamento, o mecanismo de assentamento deverá
travar a bomba naquela posição e isolar o espaço entre a bomba e o tubo.
Sua principal vantagem é poder ser completamente substituída através de
uma simples manobra da coluna de hastes. Esta vantagem pode ser considerável,
pois em poços rasos, a substituição da bomba pode ser feita sem sonda e, em poços
mais profundos, pode haver uma economia considerável pela eliminação da
manobra da coluna de produção.
Como o diâmetro externo da bomba insertável está limitado ao diâmetro
interno do tubo, a sua capacidade de bombeamento é menor que a da bomba
tubular para uma mesma coluna de produção, sendo esta a sua principal limitação.
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SÍMBOLO API DESCRIÇÃO B 12 camisa de parede grossa B 21 conector de haste do pistão B 22 bucha da válvula de pé C 12 gaiola aberta do pistão C 13 gaiola fechada do pistão C 14 gaiola da válvula de pé C 31 niple de extensão G 11 guia da haste do pistão P 12 bucha da válvula de passeio P 21 pistão inteiriço R 11 haste do pistão S 11 mandril de assentamento S 12 copo de assentamento e vedação S 13 anel do copo de assentamento S 14 porca do corpo de assentamento S 15 bucha de assentamento V 11 válvula, esfera e sede de passeio de pé
Fig. 5-6 Componentes da bomba insertável
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5.4 Nomenclatura API para bomba de fundo
A norma Petrobras N-2323 tem como referência a norma API SPEC 11AX,
acrescentando à designação da bomba de fundo um código associado aos materiais
utilizados na fabricação de seus componentes.
Conforme a norma Petrobras citada, as bombas de fundo devem ser
designadas conforme indicado a seguir:
aa bbb c d e f gg h i j lll m aa diâmetro nominal da coluna de produção:
20 - 2 3/8 pol (diâmetro externo) 25 - 2 7/8 pol (diâmetro externo) 30 - 3 1/2 pol (diâmetro externo) 40 - 4 1/2 pol (diâmetro externo)
bbb diâmetro nominal da bomba:
125 - 1 1/4 pol (31,8 mm) 150 - 1 1/2 pol (38,1 mm) 175 - 1 3/4 pol (44,5 mm) 200 - 2 pol (50,8 mm) 225 - 2 1/4 pol (57,2 mm) 275 - 2 3/4 pol (69,9 mm) 325 - 3 1/4 pol (82,55 mm) (Ver Nota) 375 - 3 3/4 pol (92,25 mm)
c tipo de bomba:
T - tubular R - insertável
d tipo de camisa:
H - parede espessa, pistão metálico W - parede fina, pistão metálico
e localização do assentamento:
A - no topo (somente para tipo de bomba R) f tipo de assentamento:
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C - copo M - mecânico
gg comprimento da camisa, em pés:
A norma API SPEC 11AX estabelece os comprimentos padronizados para
bombas insertáveis de 8 a 30 pés, de 2 em 2 pés; e para bombas tubulares, de 6 a
16 pés, de 1 em 1 pé e de 18 a 30 pés de 2 em 2 pés.
A norma N-2323 inclui os comprimentos de 34 pés a 36 pés.
h comprimento nominal do pistão, em pés
Deve ser a partir de 2 pés de 1 em 1 pé.
i comprimento da extensão superior, em pés j comprimento da extensão inferior, em pés lll código da bomba de fundo: Conforme Tab. 5-1. m folga nominal entre pistão e camisa, em milésimos de polegada
Exemplo: uma bomba insertável de 1 ¼ in com 10 ft de camisa do tipo parede
grossa e extensão superior de 2 ft, sem extensão inferior, com assentamento inferior
tipo copo, para instalação em tubulação de 2 3/8 in seria designada por 20-125
RHBC 10-4-2-0.
Para especificação completa de uma bomba de fundo são necessárias
informações adicionais sobre os materiais de que serão feitas as peças e a folga
entre o pistão e a camisa. A norma Petrobras N-2323 define as combinações
possíveis de materiais padronizados que são selecionados em função do ambiente
do poço. A folga padrão entre o pistão e a camisa é definida na norma como sendo
de 0.003 in.
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Tab. 5-1 Opções de bombas de fundo conforme o ambie nte de poço
As opções de bombas de fundo em função dos agentes agressivos atuantes
nos poços estão indicadas na TABELA 1. A escolha de uma das opções dentre as
alternativas apresentadas (BF3, BF5 e BF8) deve ser efetuada com base na
experiência operacional da PETROBRAS e em aspectos de ordem econômica.
Os materiais dos principais componentes das bombas de fundo - camisa,
pistão e válvulas, devem ser aqueles padronizados conforme indicado na Tab. 5-2.
Tab. 5-2 Materiais das Bombas de Fundo
5.5 Práticas recomendadas para bombas de fundo
5.5.1 Profundidade de assentamento permissível (ASD )
A limitação para o ASD é determinada pela máxima tensão permissível
gerada na camisa da bomba. Dependendo do tipo de bomba esta tensão máxima
pode ser gerada por pressão interna, colapso e carga axial. A norma API RP 11AR
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apresenta os limites de profundidade de instalação para materiais comuns de
camisas, conforme ilustrado na Tabela.
Tab. 5-3 Profundidade de instalação permissível
5.5.2 Cuidados de manuseio
As bombas de fundo devem ser armazenadas na horizontal com as
extremidades seladas e devem ser suportadas por apoios distantes não mais que 8
ft.
No transporte, todo cuidado para evitar quedas, choques, empenos, entalhes
ou quaisquer danos mecânicos que venham a comprometer o perfeito
funcionamento das bombas. Quanto transportando bombas de comprimento maior
que 16 ft devem ser utilizados suportes distantes não mais que 8 ft. Recomenda-se
cuidado extra no transporte de bombas de parede fina.
Ver mais detalhes na norma API RP 11AR.
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6 REVESTIMENTO E COLUNA DE PRODUÇÃO
6.1 COLUNA DE PRODUÇÃO
A coluna de produção é requerida para conter os fluidos produzidos e
conduzi-los até a superfície. Diversos são os diâmetros, geometrias e pesos
disponíveis no mercado. São dimensões de interesse para a elevação o ID (diâmetro
interno), o drift (diâmetro de passagem) e o OD (diâmetro externo) da luva. Os tubos
mais utilizados são descritos na Tab. 6-1.
Tubo ID drift OD luva 4 ½” EU 12,75 lb/ft Luva reg 3,958 3,833 5,563 4 ½” NU 12,6 lb/ft Luva reg 3,958 3,833 5,2 3 ½” EU 9,3 lb/ft N80 Luva reg. 2,992 2,867 4,5 3 ½” NU 9,2 lb/ft J55 Luva reg. 2,992 2,867 4,250 2 7/8” EU 6,5 lb/ft N80 Luva reg. 2,441 2,347 3,668 2 7/8” NU 6,4 lb/ft J55 Luva reg. 2,441 2,347 3,5 2 3/8” EU 4,7 lb/ft N80 Luva chanfrada 1,995 1,901 3,063 2 3/8” NU 4,6 lb/ft J55 Luva chanfrada 1,995 1,901 2,875 2 3/8” EU 4,7 lb/ft N80 Luva chanfrada/rebaixada 1,995 1,901 2,910 1,9” NU 2,75 lb/ft N80 Luva chanfrada 1,610 1,516 2,2
Tab. 6-1 Característica dos tubos de produção usuai s
6.2 REVESTIMENTO
Do ponto de vista da elevação de petróleo é importante conhecer os dados
básicos da geometria dos revestimentos de produção mais utilizados. Na Tab. 6-2
onde Pm é a potência nominal do motor. A parcela Pseg pode ser expresso em
termos de uma fração da potência requerida para acionar a UB em torque máximo e
cpm máximo.
O rendimento da UB varia conforme o seu fator de utilização, mas pode-se
adotar, em projeto, um valor de aproximadamente 70 %.
As potências padronizadas para motores elétricos estão disponíveis na
Tabela 8-4.
Potencia Nominal (kW/CV)
3,7/ 5
5,5 / 7,5
7,5 / 10
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90
11 / 15
15 / 20
22 / 30
30 / 40
37 / 50
55 / 75
75 / 100
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9 PROJETO DO SISTEMA DE BOMBEIO MECÂNICO
Neste item são estabelecidos os procedimentos para projetos de BM
compreendendo a especificação de bomba de fundo, separador de gás, coluna de
hastes, coluna de produção, unidade de bombeio, motor e demais acessórios para
atender os requisitos de produção estabelecidos pela engenharia de reservatórios,
em conformidade com a política de SMS da companhia.
9.1 Obtenção de Dados
9.1.1 Reservatório
As principais informações requeridas, as quais devem ser fornecidas através
de valores os mais atualizados possíveis, são as seguintes:
• Pressão estática do reservatório referenciada a um datum;
• Vazão bruta de projeto ou vazão bruta limite, se houver;
• Índice de Produtividade ou registro de pressão (pwf x vazão);
• Temperatura do reservatório ou gradiente geotérmico;
• Zonas produtoras (arenito friável, mecanismo de produção);
• Método de recuperação suplementar e seus efeitos sobre a
temperatura e curva de produtividade (IPR)
9.1.2 Propriedades dos fluidos
Recomenda-se obter:
• API do óleo;
• Densidade do gás;
• Densidade da água produzida;
• Dados de PVT (Rs, Bo, Bg, Pressão de saturação, etc);
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• RGO ou RGL;
• BSW;
• Viscosidade do óleo morto a 2 temperaturas;
• Teor de H2S, CO2, salinidade, areia;
• Presença de solventes e ácidos oriundos de operações de
completação;
• Tendência a deposições (parafinas e incrustações);
9.1.3 Sistema de Escoamento
• Pressão na cabeça que depende de: vazão de projeto, temperatura de
superfície, distância até o nó de entrega, diferença de cotas, diâmetro da linha de
produção, características do fluido e pressão do nó onde será entregue o óleo
(manifold, separador, tanque).
9.1.4 Poço
• Perfil direcional do poço (profundidade medida, direção e inclinação);
• Fundo do poço (limpo até ...);
• Revestimento e liner (diâmetro nominal e peso linear – observar
possíveis variações ao longo do poço);
• Existência de gravel packing ou slotted liner para contenção de areia;
• Restrições do revestimento (colapso, defeito mecânico, ovalizações);
• Profundidade dos intervalos canhoneados abertos (topo e base);
• Tipo de completação (simples, dupla).
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9.1.5 Equipamentos disponíveis:
• Bomba de fundo, hastes de bombeio, haste polida, unidade de
bombeio, tubos de produção e acessórios: sttufing box, filtro de areia, separadores
de areia e de gás, centralizadores e guias de hastes;
9.2 Critérios de Projeto
9.2.1 Vazão de projeto
Considerar as seguintes variáveis: limitação de vazão imposta pelo
acompanhamento do reservatório, capacidade de processamento do sistema, vazão
máxima do reservatório, estratégia de produção prevista, limitações impostas pela
geometria do sistema e equipamentos disponíveis;
9.2.2 Profundidade de instalação da bomba de fundo
As seguintes variáveis devem ser consideradas para a escolha da
profundidade de instalação da bomba de fundo: vazão, RGO na entrada da bomba,
variações de diâmetro de revestimentos e de liners, doglegs e inclinação, produção
de areia, distância mínima da bomba de fundo superior para o packer (no caso de
completação dupla), fundo de poço.
Deve-se buscar uma solução para reduzir o percentual de gás livre ou vapor
na entrada da bomba, visando evitar a perda de eficiência e bloqueio de gás.
Sempre que possível verificar a possibilidade de instalar a admissão da bomba
abaixo dos canhoneados aproveitando a separação natural do gás.
9.2.3 Perfil direcional do poço
O perfil direcional pode limitar a aplicação do método de elevação por BM em
virtude do desgaste acentuado das hastes e dos tubos, devido à carga de contato
desenvolvida nas luvas ou guias.
O projeto deve contemplar a distribuição adequada de guias/centralizadores
de hastes de modo a reduzir o desgaste de hastes e tubos. O material e o número
de guias por haste em cada ponto da coluna é função da temperatura e das cargas
laterais.
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Sugere-se o uso de bombas cujas válvulas tenham guias quando a inclinação
for maior que 45 graus.
Deve-se considerar o limite de inclinação de 75º para a operação das bombas
com válvulas convencionais. Para inclinações elevadas existe a alternativa do uso
de válvulas especiais.
Teoricamente não há um número mágico de dog leg severity representando o
limite do método. Na UN-RNCE há poços que funcionam sem problemas com dog
leg máximo de até 9 graus/100 ft. No entanto, por segurança, é recomendável
adotar o limite de 5 graus/100 ft para os projetos de perfuração de novos poços,
embora saibamos que este limite é bem superior.
9.2.4 Configuração de coluna de produção
O diâmetro máximo da coluna de produção é limitado pelo diâmetro do
revestimento e deve ser tal que permita a utilização de um “tubo de lavagem” em
caso de “pescaria”;
A coluna de produção deve ter um drift adequado para a passagem do pistão
ou da bomba insertável e das luvas das hastes;
Avaliar a necessidade de instalação de âncora de tubulação (tubing anchor)
posicionando-a, sempre que possível, acima da camisa da bomba de fundo para não
submetê-la a tração;
Selecionar a coluna de menor diâmetro que atenda a vazão desejada para
aumentar o espaço anular, visando melhoria de separação de gás e adequação ao
regime de pump off;
Na hipótese de ser prevista a instalação de sensor de fundo, atentar para o
espaço para a passagem do cabo entre a coluna e o revestimento.
9.2.5 Configuração da coluna de hastes
Ela é composta de:
a) Haste polida:
Costa, Rutácio O. Curso de Bombeio Mecânico. Petrobras, 2008
95
O comprimento da haste polida depende do curso máximo da UB, do
comprimento mínimo requerido fora do stuffing box e do espaço morto requerido. O
diâmetro é função da carga. O material deve ser selecionado de acordo com o
ambiente do poço e o local.
b) Hastes de bombeio:
Recomenda-se o uso de colunas de hastes combinadas especialmente em
poços de maior profundidade, tendo o cuidado de prever hastes de maior diâmetro
ou sinker bar logo acima da haste do pistão, para resistir aos esforços de
compressão, prevenindo-se a ocorrência de flambagem. Deve-se trabalhar sempre
com hastes de menor diâmetro possível, que vão requerer menores UBs;
Observar a utilização do Fator de Serviço adequado ao ambiente do poço
para o projeto da coluna de hastes.
Verificar a compatibilidade entre o diâmetro das luvas e o diâmetro interno da
tubulação.
c) Haste do pistão (ou de ligação):
O comprimento mínimo deve ser o da camisa da bomba mais niples de
extensão menos o comprimento do pistão. O diâmetro deve ser adequado para
resistir a flambagem e fadiga por tração/compressão.
d) Guias de hastes:
Verificar a compatibilidade entre o diâmetro das guias e o diâmetro interno da
tubulação.
9.2.6 Unidade de bombeio
A escolha do regime de operação (curso e cpm) deve ser feita considerando-
se o seguinte:
a) Sempre que possível optar pelo menor curso para reduzir a demanda de
torque e conseqüentemente o investimento requerido;
Costa, Rutácio O. Curso de Bombeio Mecânico. Petrobras, 2008
96
b) Nos casos de possibilidade de bloqueio de gás, flutuação de hastes ou em
ambientes corrosivos/abrasivos recomenda-se trabalhar com cursos mais elevados e
cpm menores;
c) Deve ser respeitado o limite superior de cpm imposto pela norma API 11E,
bem como limite de cpm correspondente a carga mínima zero;
d) O cpm mínimo deve ser suficiente para permitir a lubrificação do redutor da
UB, em geral, 3 cpm.
A carga máxima deve ser menor que a capacidade estrutural da UB. A carga
mínima deve ser positiva, para evitar batidas de cabresto. Este fenômeno consiste
na descida da cabeça do cavalo mais rápida do que a haste polida, folgando o
cabresto da Unidade. No início do curso ascendente, a cabeça está subindo
enquanto a coluna de hastes continua descendo, ocorrendo uma solicitação brusca
do cabresto. O fabricante Lufkin sugere, para Ubs convencionais, limitar o CPM a
S
600007.0 × , onde S é o curso da unidade, medido em polegadas.
A freqüência de bombeamento deve respeitar os limites de CPM máximo e
mínimo da UB.
Além disso, deve-se definir o diâmetro da polia do redutor e o efeito de
contrabalanço com a UB em seu curso máximo, com todos os contrapesos na
posição mais afastada do eixo do redutor. Este efeito mede a carga na haste polida
correspondente.
9.2.7 Motor
A potência do motor elétrico deve ser suficiente para atender aos seguintes
requisitos:
a) Potência requerida pela carta dinamométrica medida ou prevista;
b) Perdas mecânicas na unidade de bombeio e sistema de transmissão
por correias;
Costa, Rutácio O. Curso de Bombeio Mecânico. Petrobras, 2008
97
c) Fator de carga cíclica;
d) Potência extra requerida para vencer a inércia das massas metálicas
girantes, tanto na partida como durante o ciclo de bombeio;
Recomenda-se padronizar o motor de 8 pólos para reduzir estoques de polias
e correias. O motor deve ser de categoria H, se não está prevista a instalação de
variador de frequência; e de categoria N, se for alimentado com variador de
frequência usando a partida suave (em rampa).
9.2.8 Bomba
As bombas de fundo devem ser especificadas conforme a Norma Petrobras
N-2323. Recomenda-se, na medida do possível, padronizar todos os componentes,
visando redução de estoque:
a) Comprimento da camisa
b) Comprimento do pistão
c) Comprimento dos niples de extensão
d) Mecanismo de assentamento
e) Materiais das camisas, pistões, sedes, esferas, gaiolas e conexões.
Recomenda-se avaliar o uso de bombas insertáveis para reduzir o custo
operacional.
Os diâmetros devem ser padronizados para atender toda a faixa de vazões da
Unidade. Deve-se evitar bombas de diâmetro muito grande (maior que 3 ¾”) ou
muito pequeno (menor que 1 ½”).
9.2.9 Revestimento
Como um dos requisitos do projeto se refere ao revestimento do poço,
recomenda-se a constante discussão com a engenharia de poço e reservatórios
para evitar a aplicação de revestimentos diminutos em poços novos destinados à
produção de óleo. Como diretriz geral recomenda-se o uso de revestimentos de
Costa, Rutácio O. Curso de Bombeio Mecânico. Petrobras, 2008
98
diâmetro mínimo de 7 pol. Revestimentos menores podem custar um pouco menos
mas podem resultar em limitações de produção e problemas durante toda a vida do
poço.
9.3 Programas para projeto
Para elaboração do projeto do sistema de bombeio mecânico a ser instalado
no poço, portanto, é necessário calcular, para cada combinação de equipamentos
compatíveis, os parâmetros básicos de projeto, ou variáveis de interesse, e checar
se atendem os requisitos acima. É necessário avaliar o valor numérico das seguintes
variáveis: carga máxima na haste polida (PPRL), carga mínima na haste polida
(MPRL), torque máximo no redutor da UB (PT), potência na haste polida (PRHP), e
deslocamento volumétrico na bomba (PD), potência do motor e vazão de líquido na
superfície.
Os programas computacionais disponíveis são: SROD, API97, BMCD, API80
e, RODSTAR, QROD. Apenas o API-80, API-97 e BMCD foram desenvolvidos pela
Petrobras. Os programas API-80 e API-97 utilizam internamente a norma API RP-
11L. O programa BMCD resolve a equação diferencial parcial representativa do
comportamento da coluna de hastes para o caso de uma unidade de bombeio
acionando simultaneamente duas colunas de hastes.
A configuração dos equipamentos é feita com base nos padrões de
equipamentos de cada Unidade, fruto da experiência adquirida pelos técnicos ao
longo de anos. Porém, recomenda-se sempre uma análise crítica apropriada,
especialmente em caso de áreas ou campos novos.
9.4 Práticas de projeto e operação recomendadas dia nte de problemas operacionais .
Causa Efeito Sugestões Gás livre na sucção da bomba
Bloqueio de gás Baixa eficiência de bombeio
- Posicionar a bomba abaixo dos canhoneados (âncora natural);
- Trabalhar com bombas de longo curso, com menor espaço morto entre as válvulas de pé e de passeio, sem niple de extensão inferior e avaliar alternativa de descer pistão
Costa, Rutácio O. Curso de Bombeio Mecânico. Petrobras, 2008
99
sem pescador; - Preferir bombas de menores
diâmetros; - Instalar separador de gás; - Direcionar coleta de gás do revestimento para um sistema de baixa pressão.
Produção de areia Trava pistão na camisa Desgaste das válvulas, pistão, camisa, luvas e tubos
- Procurar evitar a passagem de areia pela bomba instalando filtro ou separador de areia ou instalando a bomba, quando possível, acima dos canhoneados;
- Verificar a possibilidade de reduzir a vazão bruta;
- Especificar bombas com materiais de maior resistência a abrasão
- Especificar haste polida cromada ou metalizada por aspersão. - Guias ou centralizadores de haste; - utilização de tubo de produção de
maior diâmetro; - utilizar cpm mais baixo e curso longo; - utilizar hastes com luvas delgadas.
Corrosão Corrosão dos equipamentos constituintes do sistema de bombeio
- Considerar a utilização de tubos revestidos de polietileno para reduzir o atrito tubo/haste evitando o desgaste de ambos; - Avaliar a possibilidade do uso de rotacionador de tubos; - Especificar hastes polidas cromadas ou de aço inox AISI 316.
- Materiais mais resistentes à corrosão (hastes com ligas especias, luvas tipo SM, bomba com materiais especiais); - Anodos de sacrifício; - Tubulações de maior diâmetro; - Considerar o uso de guias de hastes moldadas para evitar a acelaração da corrosão por atrito entre a luva da haste e o tubo; - Recomenda-se analisar a injeção de inibidores de corrosão.
Parafina/ Incrustação Obstrução geral do sistema, ocasionando aumento de carga máxima, redução de carga mínima e aumento de peak torque.
- Utilizar tratamento termoquímico (parafina); - Injeção de inibidores de incrustação; - Tubulação de maior diâmetro; - Hastes e UBs com capacidade extra.
Alta viscosidade do óleo Batida de cabresto ou flutuação da coluna de hastes, aumento da carga máxima, redução da carga mínima, aumento de peak torque, redução da vazão produzida
Deve ser considerada a viscosidade do fluido na temperatura correspondente à profundidade da bomba para efeito de medidas adicionais para evitar “batida de cabresto” devido à flutuação (ou “sobra de hastes”). - Redução do comprimento do pistão (2 pés), - Instalação da válvula de passeio no
Costa, Rutácio O. Curso de Bombeio Mecânico. Petrobras, 2008
100
topo do pistão, - Aumento da folga entre pistão e camisa limitada a 0,020 pol., - - Utilização de pistão com diâmetro interno maior (paredes mais delgadas), - Utilização de haste de peso (sinker bar), - Utilização de gaiolas de válvulas maiores; -Considerar alternativas que proporcionem redução de viscosidade tais como: injeção de óleo leve, injeção de produtos químicos, injeção cíclica de vapor. - utilizar baixo cpm; - Válvulas com maior área aberta ao fluxo; - Maior diâmetro de tubulação; - Utilizar bombas com maiores
diâmetros. Poços desviados Rápido desgaste das luvas,
tubulações e hastes, baixa eficiência de bombeio
Guias de hastes nylon para temperatura normal (80ºC) e PPS para injeção cíclica de vapor; Recomenda-se o seu uso nos trechos onde for requerido para proteger a coluna de hastes contra desgaste devido a atrito. Exemplo: trechos com históricos de desgastes de hastes e dog leg severo. - Âncora de tubulação; - Tubos revestidos de polietileno; - Válvulas com guias para a esfera; - Posicionar a bomba, no máximo, a 75 graus de inclinação - Dog leg máximo de 5 graus/100 ft
Carga compressiva na extremidade inferior de uma coluna de haste delgada
Flambagem - Dimensionamento adequado da coluna de hastes, considerando os esforços de compressão na extremidade inferior; - Sinker bar - Válvulas com maior área aberta ao fluxo;
Alta temperatura Redução da resistência mecânica de componentes não metálicos
- Para as guias de haste, recomenda-se nylon para temperatura até 80ºC e PPS (polyphenil sulfide) até 200ºC. - Para o assentamento de bombas e válvula de pe considerar o tipo de vedação metálica. - Observar também a utilização de materiais adequadados nas gaxetas das caixas de vedação (stuffing box).
Costa, Rutácio O. Curso de Bombeio Mecânico. Petrobras, 2008
101
Costa, Rutácio O. Curso de Bombeio Mecânico. Petrobras, 2008
102
10 MODELOS DO COMPORTAMENTO DINÂMICO
10.1 Trajetória Vertical
10.1.1 Método Convencional
O processo mais elementar para estimativa dos parâmetros básicos de
projeto surgiu nos anos 30, através das contribuições de Marsh, Coberly, Slonneger
e Mills (citados por Lekia, 1989). Este procedimento semi-empírico ficou sendo
conhecido no Brasil como “Método Convencional”. Nele, são assumidas várias
hipóteses simplificadoras, o poço é considerado vertical, e efeitos dinâmicos e de
atrito são desprezados.
Consideremos a coluna de hastes constituída de n seções. Para uma seção
genérica k definimos: ρrk , massa específica das hastes; Ark , área da seção
transversal das hastes; Lk , comprimento da seção. Sejam, ainda: g, aceleração da
gravidade; ρf, massa específica do fluido; Arp, área da haste polida; e pwh, pressão de
Em 1954 um grupo de usuários e fabricantes de equipamentos de bombeio
mecânico acordaram fazer um estudo profundo sobre o método de elevação artificial
bombeio mecânico. Foi criada uma sociedade sem fins lucrativos chamada Sucker
Rod Pumping Research, Inc, para gerenciar os trabalhos, e contratado o Midwest
Research Institute para realizar as pesquisas necessárias.
Antes da sua dissolução, a Sucker Rod Pumping Research, Inc liberou os
resultados de sua pesquisa para publicação pelo American Petroleum Institute (API)
nos anos 60. A partir de então, esta técnica, bastante utilizada pelas companhias de
petróleo, ficou conhecida como método API RP-11L.
O método API é baseado em correlações oriundas de soluções da equação
de onda amortecida através de computadores analógicos. Estas correlações são
apresentadas na forma de curvas de variáveis adimensionais. O processo de
solução consiste em transformar o problema para a forma adimensional, obter a
solução adimensional através de curvas fornecidas, e transformar a solução
adimensional em solução dimensional.
O processo de cálculo é detalhadamente descrito na norma API RP-11L. Em
1997 foi elaborado programa computacional9 onde foram incorporadas diversas
melhorias no procedimento original da Norma para permitir:
• Análise nodal com a bomba de fundo em qualquer profundidade. O
fluxo multifásico entre os canhoneados e a bomba é calculado e são
traçadas as curvas de pressão disponível e requerida na profundidade
da bomba.
• Inclusão do efeito da pressão de fluxo na cabeça e no anular.
9 Costa, R. O. API-97 Projeto de Bombeio Mecânico em Ambiente Windows. Anais do I Encontro Técnico sobre a Informática na Engenharia de Poço. Rio de Janeiro: Petrobras, 1997.
Costa, Rutácio O. Curso de Bombeio Mecânico. Petrobras, 2008
106
• Possibilidade de trabalhar com coluna de produção ancorada ou não.
• Cálculo do nível dinâmico considerando o fluxo multifásico no anular
tubo-revestimento.
• Combinação de todos os equipamentos disponíveis e exibição das
soluções que implicam em menores custos.
• Cálculo dos percentuais de hastes em colunas combinadas de modo a
se obter o mesmo fator de serviço no topo de cada seção.
Este programa, ainda hoje bastante utilizado na Petrobras é gratuito e está
disponível na página da gerência de Elevação do UN-RNCE/ST/ELV. Em anexo
características e detalhes do programa API-97.
10.1.3 Modelo de Gibbs
O modelo proposto por Gibbs (1963) é um dos mais tradicionais métodos de
cálculo dos parâmetros básicos de projeto. A equação diferencial parcial a ser
Costa, Rutácio O. Curso de Bombeio Mecânico. Petrobras, 2008
118
Fig. 11-1 Cartas dinamométricas de fundo típicas
As cartas dinamométricas são úteis especialmente no diagnóstico de
problemas de bombeio. Entretanto, para uma análise mais precisa, em virtude das
distorções embutidas pelo comportamento elástico da coluna de hastes, é
interessante obter a carta dinamométrica de fundo. Poços rasos apresentam a carta
Costa, Rutácio O. Curso de Bombeio Mecânico. Petrobras, 2008
119
de fundo similar à carta de superfície. Os padrões apresentados na Fig. 11-1 são
exemplos de cartas dinamométricas de fundo típicas.
11.3 Teste de produção
Operação que consiste em medir a produção média diária do poço de
petróleo. Em geral, alinha-se a produção do poço para um tanque de testes
localizado na Estação coletora. Também são coletadas amostras do fluido produzido
para análise de BSW.
O conhecimento do teste de produção e do nível dinâmico é importante para
se avaliar o índice de produtividade do poço e se verificar se há ou não possibilidade
de aumento de produção.
11.4 Checagem e pressurização
Em geral consiste em visitar periodicamente os poços, abrindo uma válvula de
superfície conhecida como “queroteste”. Se o poço estiver produzindo sairá óleo e
água por esta válvula. Além disso, coloca-se um manômetro no queroteste e fecha-
se a válvula de bloqueio na superfície avaliando o crescimento de pressão nos
cursos ascendente e descendente. Este teste permite uma rápida avaliação da
condição das válvulas do poço. Algumas vezes, quando o poço é encontrado sem
produzir, esta singela manobra pode fazer retornar a produção de um poço.
Costa, Rutácio O. Curso de Bombeio Mecânico. Petrobras, 2008
120
11.5 Problemas operacionais
Em que pese todo o trabalho do engenheiro durante a fase de projeto e
instalação, às vezes, o sistema de bombeamento falha, ficando o poço sem produzir.
Se a causa for falha no equipamento de superfície o retorno é fácil e rápido
pois depende apenas de operação de manutenção corretiva, nas modalidades
elétrica, mecânica ou instrumentação.
Quando tudo está funcionando corretamente na superfície e a UB opera, mas
não bombeia óleo ou o faz com grande ineficácia, precisamos investigar as
condições do equipamento de fundo. Primeiramente, recomenda-se a checagem
com pressurização. Se o resultado for negativo, necessitamos, em geral, de carta
dinamométrica e nível dinâmico.
Se o nível dinâmico está na bomba, a causa da falha é baixa produtividade do
reservatório, então devemos encaminhar o poço para um tratamento tipo
restauração ou estimulação. Se nada puder ser feito, devemos avaliar a
economicidade da produção residual em regime de liga-desliga, ou por outro método
como o pistoneio móvel.
Se a submergência está relativamente alta, isto é, se há coluna de fluido
sobre a bomba, o problema é de elevação. Analisando a carta, sabendo que o poço
está sem produzir e com submergência, podemos verificar facilmente se o problema
é de haste partida ou pistão preso. Em qualquer destes casos devemos enviar
equipamento para intervir no poço. No caso de poços rasos, o próprio guindaste
pode tentar liberar o pistão ou pescar a coluna de hastes partida.
Caso não seja problema de pistão preso ou haste partida, o problema pode
ser bloqueio de gás, vazamento no tubing ou nas válvulas ou ainda desgaste da
bomba (pistão e camisa).
Uma operação simples, mas útil, é verificar se o espaço morto deixado pela
SPT está adequado. Espaço morto elevado pode levar a baixa eficiência volumétrica
ou até mesmo a bloqueio de gás. O espaço morto deve ser ajustado a cada
mudança de curso.
Costa, Rutácio O. Curso de Bombeio Mecânico. Petrobras, 2008
121
Se o poço continua sem produzir após as primeiras providências, pode-se
realizar a manobra da coluna de hastes com o guindaste. Se a bomba for do tipo
insertável, podemos trocá-la; se for tubular, podemos sacar o pistão e as válvulas
para inspeção na superfície. Se houver desgaste acentuado no pistão, a melhor
alternativa seria solicitar logo a SPT, pois a camisa provavelmente também deverá
estar desgastada e isto só pode ser comprovado após a retirada da mesma.
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122
12 COMPLETAÇÃO DUPLA
Por vezes, um poço atravessa várias formações produtoras e, por
incompatibilidade de fluidos e pressões de reservatório ou por necessidade de
controle, opta-se pela completação dupla, normalmente elegendo-se o
bombeamento mecânico alternativo, método de elevação mais utilizado na produção
de petróleo terrestre.
Neste caso, o mais freqüente e desejável é utilizar-se somente uma unidade
de bombeio para o acionamento das duas colunas de hastes (Fig. 12-1), tendo em
vista ser a UB o componente de custo mais elevado no sistema. Este esquema tem
sido largamente empregado na UN-RNCE.
Fig. 12-1 Poço com bombeamento mecânico duplo.
Para elaborar o projeto do bombeio mecânico duplo foi elaborado programa
computacional específico, o BMCD que calcula as cartas dinamométricas de
Costa, Rutácio O. Curso de Bombeio Mecânico. Petrobras, 2008
123
superfície e de fundo de ambas as colunas, gera a carta resultante no cabresto da
UB, calcula o peak torque resultante e a potência requerida do acionador.
Costa, Rutácio O. Curso de Bombeio Mecânico. Petrobras, 2008
124
13 AUTOMAÇÃO DE POÇOS
A automação de poços de bombeamento mecânico alternativo permite o
monitoramento e o controle dos poços bombeados à distância (Fig. 18).
A filosofia adotada prevê três tipos de automação em função da vazão de óleo
e do tipo de completação, conforme descrito a seguir:
13.1 Tipo I (BM com Q ≥≥≥≥ 20 m3/d)
• Características:
o Ajuste automático de cpm em função da carta dinamométrica,
sinalizando cpm máximo ou mínimo atingido.
o Monitoração de corrente (digital)
o Monitoração do nível de óleo no redutor (digital)
o Monitoração do torque no eixo do redutor (software para cálculo
local).
o Telemetria de carga e posição X tempo, gravando dados em
arquivo no formato ASCII.
o Determinação de vazão e nível dinâmico a partir da carta
dinamométrica de fundo (remotamente, uma vez ao dia).
o Tratamento de violações de carga
o Monitoração digital do DPA (Dispositivo de Parada Automática)
o Monitoração de vazamento da caixa de engaxetamento (digital).
Ações previstas: alarme, parada da UB e, caso necessário,
acionamento do engaxetamento inferior de emergência para
controle de poluição.
Costa, Rutácio O. Curso de Bombeio Mecânico. Petrobras, 2008
125
• Custo estimado em US$ 12.000,00 por poço.
• Ganhos:
o redução de 50 % da perda no estado 2 (limitado a 2 m3/d)
o aumento de 2 % da produção devido a detecção imediata de
falhas na superfície e subsuperfície.
o redução de custos com sonolog/dinamômetro/teste da ordem de
US$ 12,00/poço/mês.
Fig. 13-1 Poço automatizado
13.2 Tipo II (BM duplo com apenas uma UB)
• Características:
o Controle de pump off baseado na carta dinamométrica para a
coluna de maior produtividade.
o Monitoração de corrente (digital)
Costa, Rutácio O. Curso de Bombeio Mecânico. Petrobras, 2008
126
o Monitoração do nível de óleo no redutor (digital)
o Monitoração do torque no eixo do redutor calculado com a carta
resultante obtida a partir da superposição das cartas de cada
coluna (software para cálculo local).
o Telemetria de carga e posição X tempo para as duas colunas
independentes, gravando dados em arquivo no formato ASCII.
o Determinação de vazão e nível dinâmico a partir da carta
dinamométrica de fundo (remotamente, uma vez ao dia).
o Tratamento de violações de carga
o Monitoração digital do DPA
o Monitoração de vazamento da caixa de engaxetamento (digital).
Ações previstas: alarme, parada da UB e, caso necessário,
acionamento do engaxetamento inferior de emergência para
controle de poluição.
• Custo estimado em US$ 9.000,00 por poço.
• Ganhos:
o redução de 25 % da perda no estado 2 (limitado a 2 m3/d)
o aumento de 2 % da produção devido a detecção imediata de
falhas na superfície e subsuperfície.
o redução de custos com sonolog/dinamômetro/teste da ordem de
US$ 12,00/poço/mês.
13.3 Tipo III (BM com Q< 20)
Costa, Rutácio O. Curso de Bombeio Mecânico. Petrobras, 2008
127
• Características:
o Confirmação do poço ligado/desligado
o Controle de pump off baseado na carta dinamométrica.
o Tratamento de violações de carga
o Telemetria de carga e posição x tempo, gravando dados em
arquivo no formato ASCII.
o Monitoração de vazamento da caixa de engaxetamento (digital).
Ações previstas: alarme, parada da UB e, caso necessário,
acionamento do engaxetamento inferior de emergência para
controle de poluição.
o Determinação de vazão e nível dinâmico a partir da carta
dinamométrica de fundo (remotamente, uma vez ao dia).
o Monitoração de corrente (digital)
o Monitoração do nível de óleo no redutor (digital)
o Cálculo do torque no eixo do redutor a partir da carta
dinamométrica (software para cálculo remoto).
• Custo estimado em US$ 7.000,00 por poço.
• Ganhos:
o redução de 25 % da perda no estado 2 (limitado a 2 m3/d)
o aumento de 2 % da produção devido a detecção imediata de
falhas de superfície e subsuperfície.
o redução de custos com sonolog/dinamômetro/teste da ordem de
US$ 12,00/poço/mês.
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128
14 NOMENCLATURA
14.1 Variáveis Principais
Ai Coeficientes de Fourier, adimensionais.
amax Aceleração máxima das hastes no método convencional, m/s2 (ft/s2).
Ap Área do pistão, m2 (in2).
API Grau API do óleo.
Ar Área da seção transversal da haste, m2 (in2)
Ar1 Área da seção transversal da haste mais próxima à bomba, m2 (in2).
Arp Área da seção transversal da haste polida, m2 (in2).
At Área da seção transversal, em aço, da tubulação, m2 (in2) rB s( ) Vetor binormal unitário.
Bi Coeficientes de Fourier, adimensionais.
Bg Fator volume de formação do gás.
BL Fator volume de formação da fase líquida.
BSW Percentual de água e sedimentos do fluido produzido, adimensional.
c Fator de amortecimento, s-1.
cD Coeficiente de amortecimento adimensional.
Dd Profundidade medida do nível dinâmico, m (ft).
Db Profundidade medida de instalação da bomba de fundo, m (ft).
dp Diâmetro do pistão, m (in).
Ef Empuxo na coluna de hastes devido ao fluido, N (lbf).
Er Módulo de elasticidade do material da haste, Pa (psi).
Es Eficiência de separação de gás no fundo, adimensional.
Et Módulo de elasticidade do material do tubo, Pa (psi).
em Espaço morto da bomba de fundo, m (ft).
era Elongação da coluna de hastes devido a aceleração, m (ft).
erf Elongação da coluna de hastes devido à carga de fluido, m (ft).
et Elongação do tubing, m (ft).
Fcs Função que define o efeito da força axial no atrito de Coulomb (modelo de
Costa, Rutácio O. Curso de Bombeio Mecânico. Petrobras, 2008
129
Gibbs, 1992), m/s2 (ft/s2).
FO Carga no pistão devido ao peso do fluido, N (lbf).
FS Força axial na coluna de hastes, N (lbf).
FSV Carga na haste polida durante o teste da válvula de pé, N (lbf).
FTV Carga na haste polida durante o teste da válvula de passeio, N (lbf).
fv Força de atrito viscoso por unidade de comprimento, N/m (lbf/ft).
fc Força de atrito de Coulomb por unidade de comprimento, N/m (lbf).
fL Força lateral por unidade de comprimento, N/m (lbf/ft).
fT Fator de torque, m (ft).
fda Fator de distorção para o curso ascendente, adimensional.
fdd Fator de distorção para o curso descendente, adimensional.
fdT Fator de distorção do torque máximo, adimensional.
g Aceleração da gravidade, m/s2 (ft/s2).
g(s) Componente da aceleração da gravidade na direção tangencial (modelo de
Gibbs, 1992), m/s2 (ft/s2).
gT Gradiente de temperatura, °C/m (°F/m)
hb Profundidade vertical de instalação da bomba de fundo, m (ft).
hd Profundidade vertical do nível dinâmico, m (ft).
hk Profundidade vertical da estação k, m (ft).
ianc Indicador da ancoragem da coluna de tubos, adimensional.
IP Índice de produtividade, m3s-1Pa-1 (m3d-1kgf-1cm2) r
K Vetor curvatura.
kL Compressibilidade média da fase líquida, Pa-1 (psi-1)
Jc Constante utilizada na aproximação da cinemática da UB por série de Fourrier
l Comprimento do pistão, m (ft).
Lb Distância entre a válvula de passeio e a válvula de pé, m (ft).
Lk Comprimento da seção k, m (ft).
Lm Profundidade medida ao longo da trajetória do poço.
M Momento máximo dos contrapesos, Nm (lbf).
MPRL Carga mínima na haste polida, N (lbf). r
N Vetor normal unitário.
Costa, Rutácio O. Curso de Bombeio Mecânico. Petrobras, 2008
130
N Freqüência de bombeamento, s-1 (cpm).
n Número de seções da coluna de hastes.
nk Número de elementos no qual a seção k foi dividida.
np Número de poços da amostra.
PD Deslocamento volumétrico da bomba de fundo, m3/dia.
PPRL Carga máxima na haste polida, N (lbf).
PRHP Potência requerida na haste polida, w (hp).
PT Torque máximo no eixo do redutor, N.m (lbf.in).
pb Pressão no interior da bomba.
pcf Pressão no revestimento, medida na cabeça do poço, Pa (psi).
pd Pressão na descarga da bomba, Pa (psi).
ps Pressão na sucção da bomba, Pa (psi).
pwh Pressão no tubing medida na cabeça do poço, Pa (psi).
Q(s) Função que caracteriza o efeito do peso da coluna de hastes na força de atrito de
Coulomb (mod. Gibbs, 1992), m/s2 (ft/s2).
qL Vazão de líquidos na superfície, m3/d (bbl/d).
qs Vazão de escorregamento, m3/d (bbl/d). r
R Vetor posição.
RGO Razão gás/óleo de produção, m3/m3 (ft3/bbl)
R Constante universal dos gases, J.mol-1.K-1
Rs Razão de solubilidade do gás no óleo, m3/m3 (ft3/bbl).
r Posição radial, m (ft).
rc Raio de curvatura do poço, m (ft).
rr Raio da seção da haste, m (in).
r t Raio interno do tubing, m (in).
S Curso da haste polida, m (in).
Sp Curso do pistão, m (in).
s Comprimento medido à partir da bomba, ao longo da coluna de tubos, m (ft). rT Vetor tangente unitário.
Tcw Torque devido aos contrapesos, Nm (lbf.in)
TN Torque líquido no redutor, Nm (lbf.in)
Costa, Rutácio O. Curso de Bombeio Mecânico. Petrobras, 2008
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Tw Torque devido à carga na haste polida, Nm (lbf.in)
t Tempo à partir do início do movimento, s.
Ur Perímetro da seção circular das hastes, m (ft).
u Deslocamento, a partir da posição inicial, de determinado ponto da coluna de
hastes, m (ft).
v f Velocidade média do fluido no anular haste/tubo, m/s (ft/s).
vf Velocidade local do fluido, m/s (ft/s).
vr Velocidade longitudinal da coluna de hastes, m/s (ft/s).
Wr Peso da coluna de hastes no ar, N (lbf).
x Coordenada na direção leste, a partir da bomba, m (ft).
y Coordenada na direção norte, a partir da bomba, m (ft).
z Coordenada vertical, a partir da bomba, m (ft).
α Fração volumétrica de gás no interior da bomba de fundo
δ Valor absoluto do erro relativo.
ε Erro relativo no cálculo de uma variável.
ζ Posição ocupada por um ponto arbitrário da coluna de hastes ao longo da
trajetória do poço, m (ft).
η Viscosidade do fluido, Pa.s (cp).
θ Ângulo da manivela, graus.
µ Coeficiente de atrito de Coulomb, adimensional.
ν Velocidade do som nas hastes, m/s (ft/s).
ξc Valor calculado de uma variável.
ξm Valor medido de uma variável.
ρf Massa específica do fluido, kg/m3 (lb/ft3).
ρr Massa específica das hastes, kg/m3 (lb/ft3).
τ Tensão de cisalhamento, Pa (psi).
φ Ângulo de inclinação, rad.
ψ Ângulo de azimute relativo ao norte, rad.
ω Velocidade angular, rad/s.
Costa, Rutácio O. Curso de Bombeio Mecânico. Petrobras, 2008
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14.2 Subscritos
A Curso ascendente.
b No interior da bomba de fundo
D Curso descendente
d @ pressão e temperatura de descarga.
i Índice de posição no esquema de diferenças finitas.
k Índice da seção da coluna de hastes combinada.
max Máximo.
min Mínimo.
s @ pressão e temperatura de sucção.
14.3 Sobrescritos
j Índice de tempo no esquema de diferenças finitas.
Costa, Rutácio O. Curso de Bombeio Mecânico. Petrobras, 2008
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