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MÉTODOS DE ELEVAÇÃO
   Os Principais Métodos


 Tamires Gregório Meneses

         Salvador – BA
             2013
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
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


                                     3
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.




                                                4
1.1. OBJETIVO



O trabalho apresentado tem por objetivo
apresentar os principais métodos de elevação
empregados na indústria petrolífera de extração.




                                                   5
2. MÉTODO DE ELEVAÇÃO



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.




                                                  6
2.1. PRINCIPAIS MÉTODOS DE ELEVAÇÃO
  Figura 1 – Elevação Natural   Figura 2 – Elevação Artificial BMH




     Fonte: OIL & GÁS, 2013.        Fonte: GALP ENERGIA, 2011.



                                                                 7
3. MÉTODO DE ELEVAÇÃO NATURAL

Definição 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
3. MÉTODO DE ELEVAÇÃO NATURAL

      Figura 3 – Ocorrência de Elevação Natural




               Fonte: OIL & GÁS, 2013.

                                                  9
3.1. PRINCIPIO DE FUNCIONAMENTO
   Figura 4 – Funcionamento do Método por Elevação Natural




                    Fonte: THOMAS, 2004.
                                                             10
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.”




                                                         11
4.1. PRINCIPAIS MÉTODOS



1. Gás Lift: Contínuo e   3. Bombeio Mecânico
   Intermitente              com Haste

2. Bombeio Centrífugo 4. Bombeio por
   Submerso              Cavidade Progressiva




                                                12
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. ”




                                                  13
4.3. PRINCIPAIS MÉTODOS




1. Gás Lift Contínuo   2. Gás Lift Intermitente




                                                  14
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. ”




                                                          15
4.3.1. Gás Lift Contínuo
       Figura 5 – Sistema de GLC




    Fonte: Adaptações de SILVA, 2002.
                                        16
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).”




                                                    17
4.3.2. Gás Lift Intermitente
         Figura 6 – Sistema de GLI




      Fonte: Adaptações de SILVA, 2002.
                                          18
4.3.3. Gás Lift Contínuo X Gás Lift
             Interminente
               Quadro 1 – Comparativo entre GLC e GLI

      Gás Lift Contínuo                Gás Lift Intermitente
Válvula com Pequena Abertura; Válvula com Abertura Rápida;
Não necessita de válvulas para Necessita de duas válvulas para
controle de injeção de gás controle de injeção do gás
internamente;                  internamente a coluna de produção;
Controle de injeção       feito Controle de injeção realizado na
somente na superfície           subsuperfície e na superfície

                 Fonte: Adaptação de THOMAS (2004).


                                                                    19
4.3.4. Sistema de Gás Lift
     Figura 7 – Sistema de Gás Lift




         Fonte: THOMAS, 2004.
                                      20
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
                                                    21
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



                                                  22
4.4. BOMBEIO CENTRÍFUGO SUBMERSO
     Figura 8 – Sistema de Bombeio Centrífugo Submerso




               Fonte: Adaptações de SILVA, 2002.
                                                         23
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
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


                                                   25
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



                                                  26
4.5. BOMBEIO MECÂNICO COM HASTE
  Figura 9 – Sistema por Elevação Artificial de BMH (Cavalo de Pau)




                        Fonte: THOMAS, 2004.

                                                                      27
4.5. BOMBEIO MECÂNICO COM HASTE

            Partes responsáveis pelo BM

1.   Bomba de Subsuperfície
2.   Coluna de Hastes
3.   Unidade de Bombeio
4.   Contrapesos
5.   Caixa de Redução
6.   Motor


                                          28
4.5. BOMBEIO MECÂNICO COM HASTE
        Figura 10 – Bomba de Subsuperfície




          Fonte: Adaptações de SILVA, 2002.
                                              29
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

                                               30
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


                                                  31
4.6. BOMBEIO POR CAVIDADE
       PROGRESSIVA
  Figura 11 – Sistema por Elevação Artificial de BCP




                 Fonte: LOPES, 2009.

                                                       32
4.6. BOMBEIO POR CAVIDADE
             PROGRESSIVA

            Partes responsáveis pelo BCP

1.   Cabeçote
2.   Motor
3.   Quadro de Comandos
4.   Bomba de Subsuperfície
5.   Coluna de Hastes



                                           33
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
                                                  34
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

                                                  35
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
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
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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Métodos de elevação de petróleo

  • 1. MÉTODOS DE ELEVAÇÃO Os Principais Métodos Tamires Gregório Meneses Salvador – BA 2013
  • 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. 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 3
  • 4. 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. 4
  • 5. 1.1. OBJETIVO O trabalho apresentado tem por objetivo apresentar os principais métodos de elevação empregados na indústria petrolífera de extração. 5
  • 6. 2. MÉTODO DE ELEVAÇÃO 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. 6
  • 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. 3. MÉTODO DE ELEVAÇÃO NATURAL Definição 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. 3. MÉTODO DE ELEVAÇÃO NATURAL Figura 3 – Ocorrência de Elevação Natural Fonte: OIL & GÁS, 2013. 9
  • 10. 3.1. PRINCIPIO DE FUNCIONAMENTO Figura 4 – Funcionamento do Método por Elevação Natural Fonte: THOMAS, 2004. 10
  • 11. 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.” 11
  • 12. 4.1. PRINCIPAIS MÉTODOS 1. Gás Lift: Contínuo e 3. Bombeio Mecânico Intermitente com Haste 2. Bombeio Centrífugo 4. Bombeio por Submerso Cavidade Progressiva 12
  • 13. 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. ” 13
  • 14. 4.3. PRINCIPAIS MÉTODOS 1. Gás Lift Contínuo 2. Gás Lift Intermitente 14
  • 15. 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. ” 15
  • 16. 4.3.1. Gás Lift Contínuo Figura 5 – Sistema de GLC Fonte: Adaptações de SILVA, 2002. 16
  • 17. 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).” 17
  • 18. 4.3.2. Gás Lift Intermitente Figura 6 – Sistema de GLI Fonte: Adaptações de SILVA, 2002. 18
  • 19. 4.3.3. Gás Lift Contínuo X Gás Lift Interminente Quadro 1 – Comparativo entre GLC e GLI Gás Lift Contínuo Gás Lift Intermitente Válvula com Pequena Abertura; Válvula com Abertura Rápida; Não necessita de válvulas para Necessita de duas válvulas para controle de injeção de gás controle de injeção do gás internamente; internamente a coluna de produção; Controle de injeção feito Controle de injeção realizado na somente na superfície subsuperfície e na superfície Fonte: Adaptação de THOMAS (2004). 19
  • 20. 4.3.4. Sistema de Gás Lift Figura 7 – Sistema de Gás Lift Fonte: THOMAS, 2004. 20
  • 21. 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 21
  • 22. 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 22
  • 23. 4.4. BOMBEIO CENTRÍFUGO SUBMERSO Figura 8 – Sistema de Bombeio Centrífugo Submerso Fonte: Adaptações de SILVA, 2002. 23
  • 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. 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 25
  • 26. 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 26
  • 27. 4.5. BOMBEIO MECÂNICO COM HASTE Figura 9 – Sistema por Elevação Artificial de BMH (Cavalo de Pau) Fonte: THOMAS, 2004. 27
  • 28. 4.5. BOMBEIO MECÂNICO COM HASTE Partes responsáveis pelo BM 1. Bomba de Subsuperfície 2. Coluna de Hastes 3. Unidade de Bombeio 4. Contrapesos 5. Caixa de Redução 6. Motor 28
  • 29. 4.5. BOMBEIO MECÂNICO COM HASTE Figura 10 – Bomba de Subsuperfície Fonte: Adaptações de SILVA, 2002. 29
  • 30. 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 30
  • 31. 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 31
  • 32. 4.6. BOMBEIO POR CAVIDADE PROGRESSIVA Figura 11 – Sistema por Elevação Artificial de BCP Fonte: LOPES, 2009. 32
  • 33. 4.6. BOMBEIO POR CAVIDADE PROGRESSIVA Partes responsáveis pelo BCP 1. Cabeçote 2. Motor 3. Quadro de Comandos 4. Bomba de Subsuperfície 5. Coluna de Hastes 33
  • 34. 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 34
  • 35. 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 35
  • 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. 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. 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