O documento apresenta uma revisão sobre os métodos de elevação utilizados na indústria petrolífera, que se dividem em elevação natural e artificial. Detalha os principais métodos de elevação artificial, como gás lift, bombeio centrífugo submerso e bombeio mecânico com haste, incluindo suas definições, funcionamento, vantagens e desvantagens. É destacada a aplicação desses métodos no Brasil, com dados sobre o número de aplicações de cada técnica.

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
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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
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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.
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5. 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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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.
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7. 2.1. PRINCIPAIS MÉTODOS DE ELEVAÇÃO
Figura 1 – Elevação Natural Figura 2 – Elevação Artificial BMH
Fonte: OIL & GÁS, 2013. Fonte: GALP ENERGIA, 2011.
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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.”
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9. 3. MÉTODO DE ELEVAÇÃO NATURAL
Figura 3 – Ocorrência de Elevação Natural
Fonte: OIL & GÁS, 2013.
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10. 3.1. PRINCIPIO DE FUNCIONAMENTO
Figura 4 – Funcionamento do Método por Elevação Natural
Fonte: THOMAS, 2004.
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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.”
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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
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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. ”
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14. 4.3. PRINCIPAIS MÉTODOS
1. Gás Lift Contínuo 2. Gás Lift Intermitente
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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. ”
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16. 4.3.1. Gás Lift Contínuo
Figura 5 – Sistema de GLC
Fonte: Adaptações de SILVA, 2002.
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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).”
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18. 4.3.2. Gás Lift Intermitente
Figura 6 – Sistema de GLI
Fonte: Adaptações de SILVA, 2002.
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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).
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20. 4.3.4. Sistema de Gás Lift
Figura 7 – Sistema de Gás Lift
Fonte: THOMAS, 2004.
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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
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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
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23. 4.4. BOMBEIO CENTRÍFUGO SUBMERSO
Figura 8 – Sistema de Bombeio Centrífugo Submerso
Fonte: Adaptações de SILVA, 2002.
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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
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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
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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
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27. 4.5. BOMBEIO MECÂNICO COM HASTE
Figura 9 – Sistema por Elevação Artificial de BMH (Cavalo de Pau)
Fonte: THOMAS, 2004.
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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
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29. 4.5. BOMBEIO MECÂNICO COM HASTE
Figura 10 – Bomba de Subsuperfície
Fonte: Adaptações de SILVA, 2002.
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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
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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
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32. 4.6. BOMBEIO POR CAVIDADE
PROGRESSIVA
Figura 11 – Sistema por Elevação Artificial de BCP
Fonte: LOPES, 2009.
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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
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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
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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
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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).
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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.
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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.
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