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.

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Métodos de elevação de petróleo

  1. 1. MÉTODOS DE ELEVAÇÃO Os Principais Métodos Tamires Gregório Meneses Salvador – BA 2013
  2. 2. COMPONENTES DO GRUPO• Jason Levy Reis de Souza• Paloma França de Santana Zacarias• Tamires Gregório Meneses• Victor Said dos Santos Sousa Orientadores: Andrea Bitencourt Justino Medeiros 2
  3. 3. SUMÁRIO1. Introdução2. Método de Elevação3. Método de Elevação Natural4 . Método de Elevação Artificial5. Métodos por Elevação Artificial mais utilizado no Brasil6. Referências Bibliográficas 3
  4. 4. 1. INTRODUÇÃOMétodos de Elevação são utilizados paratransportar determinado fluido de um ponto demaior pressão para o ponto de menor pressão.Estes subdividem-se em: natural e artificial. 4
  5. 5. 1.1. OBJETIVOO trabalho apresentado tem por objetivoapresentar os principais métodos de elevaçãoempregados na indústria petrolífera de extração. 5
  6. 6. 2. MÉTODO DE ELEVAÇÃOMétodos de Elevação tem por objetivo deslocardeterminado fluido de um ponto de maior pressãopara um ponto de menor pressão através decontrole manual ou automático. 6
  7. 7. 2.1. PRINCIPAIS MÉTODOS DE ELEVAÇÃO Figura 1 – Elevação Natural Figura 2 – Elevação Artificial BMH Fonte: OIL & GÁS, 2013. Fonte: GALP ENERGIA, 2011. 7
  8. 8. 3. MÉTODO DE ELEVAÇÃO NATURALDefinição segundo LEONEZ (2011): “Quando o reservatório apresenta pressão suficiente para elevar esses fluídos até a superfície o poço é denominado surgente e produz por elevação natural.” 8
  9. 9. 3. MÉTODO DE ELEVAÇÃO NATURAL Figura 3 – Ocorrência de Elevação Natural Fonte: OIL & GÁS, 2013. 9
  10. 10. 3.1. PRINCIPIO DE FUNCIONAMENTO Figura 4 – Funcionamento do Método por Elevação Natural Fonte: THOMAS, 2004. 10
  11. 11. 4. MÉTODO DE ELEVAÇÃO ARTIFICIALDefinição segundo LEONEZ (2011): “No caso do reservatório não possuir pressão suficiente para elevar esses fluidos até a superfície será utilizado métodos de elevação artificial.” 11
  12. 12. 4.1. PRINCIPAIS MÉTODOS1. Gás Lift: Contínuo e 3. Bombeio Mecânico Intermitente com Haste2. Bombeio Centrífugo 4. Bombeio por Submerso Cavidade Progressiva 12
  13. 13. 4.2. GÁS LIFTDefinição segundo THOMAS (2004): “Esse método de elevação por ter um custo relativamente baixo para produzir em poços profundos, é bastante utilizado. ” 13
  14. 14. 4.3. PRINCIPAIS MÉTODOS1. Gás Lift Contínuo 2. Gás Lift Intermitente 14
  15. 15. 4.3.1. Gás Lift ContínuoDefinição 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. ” 15
  16. 16. 4.3.1. Gás Lift Contínuo Figura 5 – Sistema de GLC Fonte: Adaptações de SILVA, 2002. 16
  17. 17. 4.3.2. Gás Lift IntermitenteDefinição 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).” 17
  18. 18. 4.3.2. Gás Lift Intermitente Figura 6 – Sistema de GLI Fonte: Adaptações de SILVA, 2002. 18
  19. 19. 4.3.3. Gás Lift Contínuo X Gás Lift Interminente Quadro 1 – Comparativo entre GLC e GLI Gás Lift Contínuo Gás Lift IntermitenteVálvula com Pequena Abertura; Válvula com Abertura Rápida;Não necessita de válvulas para Necessita de duas válvulas paracontrole de injeção de gás controle de injeção do gásinternamente; internamente a coluna de produção;Controle de injeção feito Controle de injeção realizado nasomente na superfície subsuperfície e na superfície Fonte: Adaptação de THOMAS (2004). 19
  20. 20. 4.3.4. Sistema de Gás Lift Figura 7 – Sistema de Gás Lift Fonte: THOMAS, 2004. 20
  21. 21. 4.3.5. Vantagens e DesvantagensVantagens:• 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 21
  22. 22. 4.3.5. Vantagens e DesvantagensDesvantagens:• 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 22
  23. 23. 4.4. BOMBEIO CENTRÍFUGO SUBMERSO Figura 8 – Sistema de Bombeio Centrífugo Submerso Fonte: Adaptações de SILVA, 2002. 23
  24. 24. 4.4. BOMBEIO CENTRÍFUGO SUBMERSO Partes responsáveis pelo BCS 1. Quadro de Comandos 7. Bomba Centrífuga 2. Transformador 8. Admissão da Bomba 3. Cabeça de Produção 9. Motor Elétrico 4. Caixa de Ventilação 10. Protetor 5. Válvula de Retenção 11. Cabo Elétrico 6. Válvula de Drenagem 24
  25. 25. 4.4.1. Vantagens e DesvantagensVantagens:• 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 25
  26. 26. 4.4.1. Vantagens e DesvantagensDesvantagens:• 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 26
  27. 27. 4.5. BOMBEIO MECÂNICO COM HASTE Figura 9 – Sistema por Elevação Artificial de BMH (Cavalo de Pau) Fonte: THOMAS, 2004. 27
  28. 28. 4.5. BOMBEIO MECÂNICO COM HASTE Partes responsáveis pelo BM1. Bomba de Subsuperfície2. Coluna de Hastes3. Unidade de Bombeio4. Contrapesos5. Caixa de Redução6. Motor 28
  29. 29. 4.5. BOMBEIO MECÂNICO COM HASTE Figura 10 – Bomba de Subsuperfície Fonte: Adaptações de SILVA, 2002. 29
  30. 30. 4.5.1. Vantagens e DesvantagensVantagens:• 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 30
  31. 31. 4.5.1. Vantagens e DesvantagensDesvantagens:• 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 31
  32. 32. 4.6. BOMBEIO POR CAVIDADE PROGRESSIVA Figura 11 – Sistema por Elevação Artificial de BCP Fonte: LOPES, 2009. 32
  33. 33. 4.6. BOMBEIO POR CAVIDADE PROGRESSIVA Partes responsáveis pelo BCP1. Cabeçote2. Motor3. Quadro de Comandos4. Bomba de Subsuperfície5. Coluna de Hastes 33
  34. 34. 4.6.1. Vantagens e DesvantagensVantagens:• 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 34
  35. 35. 4.6.1. Vantagens e DesvantagensDesvantagem:• 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 35
  36. 36. 5. MÉTODOS POR ELEVAÇÃO ARTIFICIAL MAIS UTILIZADO NO BRASIL Tabela 1 – Principais Métodos de Elevação utilizados no Brasil Método de Elevação Artificial Número de Aplicações Surgente 238 Gás Lift Contínuo 538 Gás Lift Intermitente 543 Bombeio Mecânico 5.849 Bombeio Centrífugo Submerso 278 Bombeio por Cavidade Progressiva 898 Outros 130 Total 8.474 Fonte: Adaptação de PETROBRÁS (2010). 36
  37. 37. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS• 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. 37
  38. 38. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS• 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. 38

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