UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE CENTRO DE TECNOLOGIA CURSO DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE PETRÓLEO

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1 UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE CENTRO DE TECNOLOGIA CURSO DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE PETRÓLEO METODOLOGIA PARA AUMENTO DA PRODUÇÃO EM POÇOS DE PETRÓLEO COM SISTEMA DE BOMBEIO MECÂNICO QUE POSSUEM VAZÃO ABAIXO DO POTENCIAL EM CAMPOS DA BACIA POTIGUAR Outubro, 2018 NATAL, RN

2 METODOLOGIA PARA AUMENTO DA PRODUÇÃO EM POÇOS DE PETRÓLEO COM SISTEMA DE BOMBEIO MECÂNICO QUE POSSUEM VAZÃO ABAIXO DO POTENCIAL EM CAMPOS DA BACIA POTIGUAR Trabalho apresentado ao Curso de Engenharia de Petróleo da Universidade Federal do Rio Grande do Norte como requisito parcial para a obtenção do título de Engenheiro de Petróleo. Orientador (a): Dr. Rutácio de Oliveira Costa Outubro, 2018 NATAL, RN ii

3 Orientador (a): Dr. Rutácio de Oliveira Costa METODOLOGIA PARA AUMENTO DA PRODUÇÃO EM POÇOS DE PETRÓLEO COM SISTEMA DE BOMBEIO MECÂNICO QUE POSSUEM VAZÃO ABAIXO DO POTENCIAL EM CAMPOS DA BACIA POTIGUAR Natal, 29 de outubro de 2018 A aluna foi considerada aprovada no seu trabalho de conclusão para obtenção do título de Formação em Engenharia de Petróleo. Banca examinadora formada por: iii

4 PAULA, Thaise Maria Silva de. Metodologia para aumento da produção em poços de petróleo com sistema de Bombeio Mecânico que possuem vazão abaixo do potencial em campos da Bacia Potiguar f. TCC (Graduação) - Curso de Engenharia de Petróleo, Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Natal, Brasil, Palavras-Chaves: potencial, perdas, Bombeio Mecânico, metodologia, intervenção no sistema de elevação, aumento da produção. Orientador: Prof. Dr. Rutácio de Oliveira Costa RESUMO Em campos de petróleo onde o número de poços chega a ordem de milhares e os recursos são escassos para analisar as condições operacionais poço-a-poço, mesmo com a produção declinando naturalmente, é possível a existência de uma parcela de poços com a vazão atual abaixo do potencial, a esta diferença, chama-se perda. A ocorrência de poços com perda indica que ainda há óleo a recuperar do reservatório e consequentemente meios para obter um aumento na produção. Alguns motivos que levam os poços a produzirem abaixo dos seus potenciais são: quando o poço não consegue acompanhar o aumento do potencial causado pela utilização de algum método de recuperação secundária no reservatório, e outro, é quando há ineficiência no sistema de elevação, neste último caso, através de intervenções simples, é possível restaurar ou melhorar as condições operacionais dos poços e elevar a produção. Sendo assim, foi proposta uma metodologia para ser adotada como prática operacional em campo onde, através de intervenções simples e de baixo custo no sistema de elevação dos poços com perda é possível obter um aumento na produção. A detecção destes poços foi realizada com o auxílio de uma ferramenta computacional recentemente desenvolvida chamada Detector de Perdas, cuja função é identificar os poços de Bombeio Mecânico monitorados pelo sistema de automação, com maiores chances de perda devido a algum problema no sistema de elevação artificial. A metodologia foi aplicada em determinados campos da Bacia Potiguar durante o período de oito meses, entre centenas de poços analisados 30 sofreram intervenções no sistema de elevação. Os resultados obtidos demonstraram grande eficiência da metodologia empregada e um aumento significativo na produção de óleo dos campos. iv

5 PAULA, Thaise Maria Silva de. Metodologia para aumento da produção em poços de petróleo com sistema de Bombeio Mecânico que possuem vazão abaixo do potencial em campos da Bacia Potiguar f. TCC (Graduação) - Curso de Engenharia de Petróleo, Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Natal, Brasil, Keywords: potential, loss, Sucker-Rod Pumping, methodology, lifting system intervention, increase in production. Tutor: Prof. Dr. Rutácio de Oliveira Costa ABSTRACT In oil fields where there are thousands of oil wells and resources are scarce to analyze operating conditions of each one, even with the production declining naturally, it is possible to exist some wells with a flow below their potential, this difference is denominated loss. The occurrence of wells with loss indicates that there is still oil to be recovered from the reservoir, and consequently, an opportunity to increase production. Some reasons that lead a well to produce below its potential are: when the well is not capable to keep up with the potential increase caused by the application of a secondary recovery method in the reservoir or when there is an inefficiency in the artificial lift system. In the last case, by using simple interventions, it is possible to restore or improve the operational conditions of the wells and increase production. Therefore, this work proposes a methodology to be adopted in field operations that uses simple and low-cost interventions in lifting systems of wells with loss, which it is capable to increase production. The detection of these wells was performed with the aid of a computational tool recently developed denominated Detector de Perdas, that identifies the Sucker Rod Pumping wells monitored by the automation system, with higher chances of loss due to some problem in artificial lift system. The methodology was applied in a number of fields located at the Potiguar Basin during eight months. Among hundreds of wells screened, a total of 30 suffered interventions in the artificial lift system. The results obtained demonstrated great efficiency of the methodology developed and a significant increase in the oil production of these fields. v

6 Dedico este trabalho à minha família, em especial à minha mãe Edineide Ângela, ao meu padrasto Paulo Roberto e ao meu irmão Talles. vi

7 AGRADECIMENTOS Primeiramente à Deus, pelo dom da vida, pela minha saúde e por ter guiado meus caminhos até aqui. À minha mãe, Edineide Ângela pelo amor incondicional, por ser meu maior exemplo de determinação e força, e por ter investido na minha educação desde sempre. Agradeço também ao meu padrasto Paulo Roberto pelo amor, apoio e esforço para junto à minha mãe suprir todas as minhas necessidades. Aos meus tios do coração que foram fundamentais para que eu pudesse chegar até aqui, Taisa Accioly e Horácio Accioly, agradeço por todo amor, incentivo e apoio. À UFRN por ter proporcionado o ensino e a infraestrutura durante os anos de graduação. E aos professores (docentes) do curso de Engenharia de Petróleo pelos conhecimentos compartilhados e desafios lançados durante todo o curso. À professora, Dra. Carla Maitelli, por ter me dado a oportunidade de ser bolsista de Iniciação Científica no LAUT e a desenvolver diversos trabalhos sob sua orientação. Agradeço também sua presença na banca de avaliação deste trabalho. Ao capítulo estudantil SPE UFRN, onde pude desenvolver diversas atividades, compartilhar conhecimentos e conhecer pessoas maravilhosas. Ao meu orientador e chefe no estágio o Prof. Dr. Rutácio Oliveira Costa, por todo o auxílio, disponibilidade, confiança e a liberdade oferecida a mim durante o desenvolvimento deste trabalho. A todas as pessoas extraordinárias que conheci e convivi durante o estágio na Petrobras que contribuíram sem dúvidas para meu crescimento profissional e pessoal, agradeço a: Albino Neto, Benno Assmann, Evellyne Batista, Fábio Soares, Marcus Vinícius, Sérgio José, e novamente a Rutácio Oliveira. Especialmente ao amigo Benno Waldemar Assmann por todo apoio, conhecimentos compartilhados, boa vontade para me ensinar e a confiança depositada em mim durante o tempo em que trabalhamos juntos. Seus ensinamentos e a atividade que desenvolvemos juntos foram inspiração para realização deste trabalho. Por fim, e não menos importante, a todos os meus amigos pelo companheirismo em todos os momentos. vii

8 SUMÁRIO 1 INTRODUÇÃO Objetivo geral Objetivos específicos 17 2 ASPECTOS TEÓRICOS Inflow Performance Relationship Perda Introdução a elevação natural e artificial Bombeio Mecânico (BM) Análise do Sistema BM Sonolog Cartas Dinamométricas Testes de Produção Ações para aumento da produção em poços com perda 42 3 MATERIAIS E MÉTODOS Programas de análises de poços Sistema de Informação da Produção Sistema Supervisório para Automação da Elevação Total Well Management Detector de Perdas Metodologia Proposta Monitoração dos poços automatizados Detectar perdas Analisar os poços apresentados pelo detector Propor ações de intervenção Realização das ações Análise dos poços após ação Determinação dos ganhos 56 viii

9 4 RESULTADOS E DISCUSSÕES Detecção Análise Propostas de ações Realização das ações Análise dos poços após intervenções Determinação dos ganhos 66 5 CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES 70 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS 72 ix

10 ÍNDICE DE FIGURAS Figura 2.1: IPR modelo linear Figura 2.2: IPR modelo de Vogel Figura 2.3: IPR combinada Figura 2.4: Perda de um poço de petróleo Figura 2.5: Vazão possível de um poço surgente Figura 2.6: Distribuição dos poços por método (a) e produção da Bacia Potiguar por método (b) Figura 2.7: Esquema do sistema de bombeio mecânico Figura 2.8: Bomba de fundo Figura 2.9: Conjunto sede e esfera Figura 2.10: Deslocamento do pistão em um ciclo de bombeio Figura 2.11: Registro de Sonolog Figura 2.12: Nível dinâmico e submergência Figura 2.13: Cartas dinamométricas de superfície e de fundo Figura 2.14: Carta dinamométrica ideal Figura 2.15: Carta dinamométrica de superfície típica Figura 2.16: Carta dinamométrica de fundo e o F Figura 2.17: Bomba de fundo com enchimento completo e respectivo padrão da carta de fundo Figura 2.18: Padrão da carta de fundo para bomba com vazamento na válvula de pé (a) e vazamento na válvula de passeio (b) Figura 2.19: Padrão da carta de fundo para pancada de fluido Figura 2.20: Bomba com interferência de gás e respectivo padrão de carta de fundo Figura 2.21: Padrão de carta de fundo para batida na válvula de pé e/ou passeio Figura 2.22: Padrão de carta de fundo para poço com haste partida ou surgente Figura 2.23: Padrão de carta de fundo para bomba com pistão preso Figura 3.1: Tela do SISAL de um poço com bombeio mecânico Figura 3.2: Medição do nível dinâmico pelo TWM Figura 3.3: Registro das cartas dinamométricas pelo TWM x

11 Figura 3.4: Fluxograma do funcionamento do programa Detector de Perdas Figura 3.5: Tela Análise do Detector de Perdas Figura 3.6: Limiares de fuzzificação na tela Configuração do Detector de Perdas Figura 3.7: Tela IPR Figura 3.8: Curvas de IPR na tela Apresentação Figura 3.9: Curva de perda versus submergência na tela Submergência Figura 3.10: Relações entre a submergência e o Pwf e a Perda na tela Conversão Submergência x Pressão Figura 3.11: Fluxograma de operação da atividade Figura 4.1: Poços detectados pelo Detector de Perdas Figura 4.2: Análise do poço Figura 4.3: IPR e perda bruta do poço Figura 4.4: Análise do poço Figura 4.5: IPR e perda bruta do poço Figura 4.6: Análise do poço Figura 4.7: IPR e perda bruta do poço Figura 4.8: Simulação da curva de torque do poço Figura 4.9: Simulação da curva de torque para nova UB no poço Figura 4.10: Simulação da curva de torque do poço Figura 4.11: Simulação da curva de torque do poço Figura 4.12: Análise do poço 1 após intervenção Figura 4.13: Análise do poço 2 após intervenção Figura 4.14: Análise do poço 3 após intervenção xi

12 LISTA DE TABELAS Tabela 4.1: Ganhos na produção bruta e líquida Tabela 4.2: Comparação entre as perdas líquidas estimadas e o ganho de óleo obtidos Tabela 4.3: Dados de produção de 30 poços detectados com perda antes e depois da ação de intervenção Tabela 4.4: Resultados do incremento na produção dos 30 poços ao longo de oito meses xii

13 LISTA DE ABREVIATURAS E/OU SÍMBOLO AOF - Absolute Open Flow, m³/dia (bpd) A P bbl BCP BCS BM bpd - Área da seção transversal do pistão, pol² - barril - Bombeio por Cavidades Progressivas - Bombeio Centrífugo Submerso - Bombeio Mecânico - Barril por dia BSW - Percentual de água e sedimentos do fluido produzido, % CDF - Carta dinamométrica de fundo CDS - Carta dinamométrica de superfície CPM - Ciclos por minuto d f d p E V F 0 GLC GLI grad w H bomba IP IPR I_base I_bsw I_curso I_limite I_oleo I_sub I_topo - Densidade relativa do fluido, adimensional - Diâmetro do pistão, pol - Eficiência volumétrica, adimensional - Força no pistão, N (lbf) - Gas-lift Continuo - Gas-lift Intermitente - Gradiente de pressão da água, psi/m - Profundidade de assentamento da bomba, m - Índice de Produtividade - Inflow Performance Relationship - Indicador de submergência com relação a base do canhoneado, adimensional - Indicador de BSW, adimensional - Indicador de enchimento da carta, adimensional - Indicador de limite de vazão, adimensional - Indicador de vazão de óleo, adimensional - Indicador de submergência com relação a profundidade da bomba, adimensional - Indicador de submergência com relação ao topo do canhoneado, adimensional xiii

14 MPRL N ND P P anular P cab PD P desc P e Perda bruta Perda líquida PPRL P suc P teste P wf P wf atual P wfminpossível q Q antes da ação q atual Q b q brutaatual - Carga mínima na haste polida, N (lbf) - Frequência de bombeio, cpm - Nível dinâmico, m - Pressão, kgf/cm² (psi) - Pressão no anular, kgf/cm² (psi) - Pressão na cabeça, kgf/cm² (psi) - Deslocamento volumétrico da bomba, bpd - Pressão de descarga, kgf/cm² (psi) - Pressão estática da formação, kgf/cm² (psi) - Perda bruta, m³/dia (bpd) - Perda líquida, m³/dia (bpd) - Carga máxima, N (lbf) - Pressão de sucção, kgf/cm² (psi) - Pressão de teste, kgf/cm² (psi) - Pressão no fundo do poço, kgf/cm² (psi) - Pressão no fundo do poço atual, kgf/cm² (psi) - Pressão no fundo do poço mínima possível, kgf/cm² (psi) - Vazão, m³/dia (bpd) - Vazão antes da ação, m³/dia (bpd) - Vazão atual, m³/dia (bpd) - Vazão bruta, m³/dia (bpd) - Vazão bruta atual, m³/dia (bpd) Q depois da ação - Vazão depois da ação, m³/dia (bpd) q máx q máxpossível q máxvogel q sat q teste RGO S P - Vazão máxima, m³/dia (bpd) - Vazão máxima possível, m³/dia (bpd) - Vazão máxima de Voguel, m³/dia (bpd) - Vazão de saturação, m³/dia (bpd) - Vazão de teste, m³/dia (bpd) - Razão gás-óleo de produção, scf/stb - Curso efetivo do pistão, in xiv

15 S útil SIP SISAL SPT Sub TWM UB VBA - Curso útil realizado pelo pistão, in - Sistema de Informação da Produção - Sistema Supervisório para Automação da Elevação - Sonda de Produção Terrestre - Submergência, m - Total Well Menagement - Unidade de Bombeio - Visual Basic for Applications xv

16 1 INTRODUÇÃO Em um campo de petróleo intensivamente explorado, após muitos anos em atividade é natural que a curva de produção passe a declinar. Porém, em um ambiente onde o número de poços chega a ordem de milhares e os recursos são escassos para monitorá-los e analisar suas condições operacionais, é possível a existência de muitos que não atingiram o seu potencial máximo. A ocorrência destes poços indica que ainda há oportunidade de incrementar a produção, embora, a detecção e análise sejam desafios. O potencial do poço é a capacidade máxima de produção, ou seja, a maior vazão possível alcançada por ele e está relacionado a diferença de pressão existente entre o reservatório e o fundo do poço. Quanto maior for a vazão ou o potencial, maior deverá ser o diferencial entre as pressões. Na indústria do petróleo, aos poços que estão produzindo abaixo do seu potencial diz-se que estão com perda. Logo, perda é diferença entre a vazão máxima possível do poço e a vazão atual. Isto quer dizer, que há um certo volume de óleo que deveria está sendo produzido e por algum motivo não está, por esta razão o nome perda. Há alguns fatores que podem contribuir para que o poço não produza a sua capacidade máxima. Um é quando o poço não está dimensionado de forma que consiga acompanhar o aumento do potencial causado, por exemplo, pela utilização de um método de recuperação secundária no reservatório que faz elevar a pressão estática da formação e, outro fator, é quando há alguma ineficiência no sistema de elevação. Neste último caso, através de intervenções as condições de elevação dos poços podem ser corrigidas ou melhoradas levando à diminuição da pressão no fundo do poço e consequentemente ao aumento da vazão. A Bacia Potiguar tem aproximadamente 40 anos de produção, seus campos são maduros e possuem um número elevado de poços. Por exemplo, no Estreito atualmente há produtores de óleo, tornando-o o maior campo do Brasil em número de poços (ANP, 2018). O Bombeio Mecânico é o método de elevação artificial de maior destaque, estando presente em 89% dos poços que respondem por cerca de 62% da produção total da Bacia (PETROBRAS, 2018). Devido ao grande número de poços e mão de obra treinada escassa para analisar as condições operacionais de cada um, a chance de uma parcela deles estarem produzindo abaixo do seu potencial é alta. 16

17 Sendo assim, criar um sistema capaz de automaticamente detectar os poços com perda, de maneira que o trabalho humano seja o minimamente necessário, seria de extrema importância para otimização da produção. Diante desta necessidade, em 2017 foi concluída pelo Engenheiro de Petróleo Benno Waldemar Assmann, a ferramenta computacional denominada Detector de Perdas, capaz de selecionar dentre um conjunto de poços automatizados com sistema de Bombeio Mecânico, aqueles com maior possibilidade de estarem produzindo abaixo do seu potencial devido a algum problema no sistema de elevação. O Detector de Perdas direciona a análise aproveitando melhor a mão de obra especializada disponível. Após o programa apontar os poços com maior possibilidade, é necessário analisálos, comprovar onde a perda realmente existe, além de, propor ações para correção ou melhoria do sistema de elevação. Assim, optou-se por desenvolver uma metodologia de modo que estas atividades sejam realizadas dentro de uma rotina e possam ser adotadas pela empresa operadora como prática de operação no campo, proporcionando um ganho significativo de óleo de maneira econômica e rápida. O trabalho está dividido em cinco capítulos. No primeiro capítulo, o conteúdo do trabalho é exposto, assim como os objetivos gerais e específicos. O segundo capítulo aborda os aspectos teóricos diretamente relacionados ao trabalho, facilitando a compreensão. No terceiro capítulo, apresentam-se as principais ferramentas utilizadas para desenvolvimento do trabalho e a metodologia de atividades proposta. No quarto capítulo, estão os resultados obtidos com o emprego da metodologia e, por fim, no quinto capítulo é apresentada a conclusão do trabalho e as recomendações para trabalhos futuros. 1.1 Objetivo geral Este trabalho tem o objetivo de apresentar uma metodologia para aumento da produção de óleo, através da detecção, análise e intervenções simples no sistema de elevação de poços com Bombeio Mecânico que estão com a produção atual abaixo do potencial, em determinados campos da Bacia Potiguar. 1.2 Objetivos específicos Conceituar a perda de produção; 17

18 Identificar os problemas no sistema de Bombeio Mecânico que podem levar à redução da eficiência de elevação; Apresentar a ferramenta que detecta os poços automatizados com maior possibilidade de perda; Aplicar a metodologia em poços reais; Apresentar os resultados. 18

19 2 ASPECTOS TEÓRICOS Neste capítulo, os principais tópicos para desenvolvimento deste trabalho serão apresentados detalhadamente para um melhor entendimento. 2.1 Inflow Performance Relationship Antes de apresentar o conceito de perda é importante o conhecimento dos fatores que determinam a vazão que flui do meio poroso para o poço. A capacidade de produção do poço pode ser estimada através da análise da curva de IPR, em inglês Inflow Performance Relationship, que relaciona o diferencial de pressão entre o reservatório e o fundo do poço com a vazão de produção. Há vários modelos para determinação da produtividade do poço, sendo os dois mais conhecidos o modelo linear e o modelo de Vogel (NASCIMENTO, 2005). O modelo linear é determinado pela Equação (2.1): IP = q P e P wf (2.1) em que, IP é o índice de produtividade, q é a vazão de produção, P e é a pressão estática do reservatório e P wf é a pressão no fundo do poço. A pressão do reservatório varia lentamente com o tempo, portanto, para um dado período de análise e diferentes pressões do fundo do poço maiores que a pressão de saturação, o IP permanece constante. Logo, quanto maior o diferencial de pressão entre o reservatório e o fundo do poço, maior a vazão (THOMAS, 2001), em conformidade com a Equação (2.2) a seguir: q = IP(P e P wf ) (2.2) A equação acima é representada no gráfico de pressão versus vazão por uma linha reta, como pode ser visto na Figura 2.1. No ponto de encontro entre a reta e o eixo das pressões, temse vazão zero para P wf igual a P e, para qualquer outro valor de P wf menor que seja da P e há o respectivo valor da vazão. O ponto que intercepta o eixo das vazões é o AOF, em inglês, Absolute Open Flow, conhecido como o potencial do poço. Este ponto representa a máxima 19

20 vazão de produção que poderia ser obtida do reservatório caso a pressão de fluxo no fundo do poço fosse igual a zero. Na realidade, não é possível alcançar uma pressão de fluxo igual a zero, logo, é estimado um valor de vazão máxima possível, q máxpossível, onde, na prática é possível de ser alcançada, para um P wfminpossível pouco superior a zero. Figura 2.1: IPR modelo linear Fonte: Adaptado de Costa, O modelo da IPR linear não se aplica quando a pressão do reservatório está abaixo da pressão de saturação do óleo, ou seja, quando há gás em solução. O aumento da saturação do gás provoca o aumento da permeabilidade relativa ao gás e consequente a diminuição da permeabilidade relativa ao óleo, fazendo o índice de produtividade do poço variar com a pressão (COSTA, 2012). Para reservatórios que produzem óleo e gás, é utilizado o modelo de Vogel, expresso pela Equação (2.3): q q máx = 1 0,2 ( P wf P e ) 0,8 ( P wf P e ) 2 (2.3) sendo q máx a vazão máxima. A Figura 2.2 mostra a curva da IPR do modelo de Vogel. Figura 2.2: IPR modelo de Vogel Fonte Nascimento,

21 Quando a pressão de fluxo é maior que a pressão de saturação o fluxo é monofásico (líquido) e o IP é tido linear. Já, quando a pressão de fluxo se encontra abaixo da pressão de saturação, o fluxo passa a ser bifásico (gás e líquido) e neste caso o modelo utilizado é o de Vogel. Para representar estas duas condições de produção é utilizada a IPR combinada, conforme a Figura 2.3: Figura 2.3: IPR combinada Fonte: Adaptado de Maitelli, onde, q sat é a vazão de saturação para uma conhecida P sat, pressão de saturação. Como pôde ser visto na Figura 2.3, o ponto A separa o trecho monofásico do trecho bifásico, neste ponto é necessário que os declínios de ambas as curvas sejam iguais, ou seja, dp deve ser igual em ambas as IPR, linear e Vogel. Sendo assim, partindo da IPR linear no trecho monofásico, a vazão é encontrada a partir da Equação (2.2). Derivando a Equação (2.2) em relação à pressão: dq dq dp = IP (2.4) dp = 1 dq IP (2.5) No trecho bifásico, partindo da equação de Vogel apresentada na Equação (2.3), a vazão pode ser encontrada como: q = q máxvogel [1 0,2 ( P wf P e ) 0,8 ( P wf P e ) 2 ] (2.6) Derivando a Equação (2.6) em relação à pressão: 21

22 dq = q dp máx Vogel ( 0,2 Pe Pwf 1,6 Pe2) (2.7) dp = 1 (2.8) dq q máxvogel ( 0,2 Pe +1,6Pwf Pe² ) Da Figura 2.3 as derivadas são iguais no ponto A, onde P wf é igual a P sat, e q é igual a q sat. Logo, igualando as Equações (2.5) e (2.8): Para o trecho de Vogel, como P e equivale a P sat : IP = q máxvogel ( 0,2 Psat + 1,6 ) (2.9) Pe Pe 2 podendo ser escrita da seguinte forma: IP = q máxvogel ( 0,2 Psat + 1,6 Psat ) (2.10) q máxvogel = IP Psat 1,8 (2.11) e, fazendo a mudança das coordenadas, observando - se o gráfico: q máx = q sat + q máxvogel (2.12) Com isso, substituindo a Equação (2.11) na Equação (2.12): q máx = q sat + IP Psat 1,8 (2.13) onde, q sat é calculada usando a relação da IPR linear: q sat = IP (Pe Psat) (2.14) A vazão para o trecho bifásico: q = q sat + ( q máx q sat ) (1 0,2 ( P wf P sat ) 0,8 ( P wf P sat ) 2 ) (2.15) 22

23 O IP deve ser calculado através das equações acima. Para utilizá-las, deve-se conhecer a pressão estática do reservatório, a pressão de saturação, além da vazão teste (q teste ) e a pressão de teste (P teste ). Se, P teste > P sat, significa que o teste foi feito no trecho monofásico, linear e a equação para calcular o IP é: IP = q teste Pe P teste (2.16) Porém, se P teste <P sat, significa que o teste ocorreu no trecho bifásico e a equação utilizada para chegar no trecho bifásico é: q máx = q sat + q teste q sat 1 0,2( P teste P sat ) 0,8( P teste P sat ) 2 (2.17) Substituindo as Equações (2.13) e (2.14) na Equação (2.17), obtêm-se o IP para o trecho bifásico (MARTINS, 2015): IP = q teste (Pe P sat )+ P sat 1,8 [1 0,2(P teste) 0,8( P 2 teste) ] P sat P sat (2.18) 2.2 Perda Analisando a curva IPR de um poço produtor qualquer, chama-se perda um valor de vazão que é a diferença entre a vazão máxima, isto é, o potencial, da vazão atual de produção, em conformidade com Figura 2.4, a seguir: Figura 2.4: Perda de um poço de petróleo Fonte: Do autor. 23

24 A perda bruta de um poço que produz óleo, água e gás pode ser calcula de acordo com a Equação (2.19): Perda bruta = Potencial q brutaatual (2.19) Já, para poços com alta produção de água, isto é, BSW elevado, RGO desprezível, a perda líquida de óleo pode ser calculada a partir do conhecimento da perda bruta, através da Equação (2.20): Perda líquida = Perda bruta (1 BSW 100 ) (2.20) Estudos do reservatório para certos poços indicam que a elevação faça que o poço produza com vazões inferiores ao valor máximo para evitar a formação de cones de água ou de gás, ou a produção excessiva de areia e finos. Neste caso, diz-se que o poço tem limite de vazão e o projeto de elevação deve dimensionar o sistema para que o poço produza aproximadamente a vazão limite (COSTA,2008). Para estes casos, a perda será a diferença entre a vazão limite e a vazão atual. Uma das causas que levam a ocorrência da perda de produção nos poços é quando há aplicação de métodos de recuperação secundária no campo, onde o objetivo é restaurar a pressão estática do reservatório e elevar o potencial, porém, as condições de operação dos poços não são ajustadas para alcançar aquele novo potencial, ou o projeto do poço não permite atender aquela nova vazão, neste caso o poço permanecerá produzindo com perda na produção até que alguma medida seja tomada, que pode ir desde algum ajuste no regime de operação até a mudança do método de elevação. Outro motivo que leva o poço a produzir abaixo do seu potencial, e mais frequente de ocorrer em campos onde o número de poços é elevado e os recursos para monitorar suas condições operacionais são escassas, é quando há algum problema no sistema de elevação provocando o aumento da pressão de fluxo no fundo do poço. Neste caso a P wf não está suficientemente baixa para que a produção dos fluidos vindos do reservatório seja máxima, ou próxima a máxima. Neste trabalho será dado ênfase as perdas causadas pela ineficiência no sistema de elevação artificial. Através de intervenções simples e de baixo custo é possível restaurar ou melhorar o funcionamento dos equipamentos de elevação, provocando a redução da pressão no fundo do poço e consequentemente obtendo o aumento da vazão. 24

25 2.3 Introdução a elevação natural e artificial Geralmente, no início da vida produtiva de um campo de petróleo o reservatório possui energia própria natural suficiente para elevar o fluido até as facilidades de produção na superfície, vencendo toda a perda de carga ao longo do trajeto, a esta elevação, chama-se elevação natural e os poços são denominados poços surgentes (TAKÁCS, 2003). Na teoria, a surgência de um poço pode ser observada ao traçar as curvas de pressão disponível e pressão requerida no fundo do poço. Desprezando a perda de carga no choke, se as duas curvas se interceptarem em algum ponto, tem-se o valor de vazão possível por surgência, conforme a Figura 2.5 (COSTA, 2012). Figura 2.5: Vazão possível de um poço surgente Fonte: Silva, A elevação natural não é duradoura, como também, pode não acontecer. Ao longo do tempo de produção por surgência há dissipação de energia e em um dado momento, a pressão natural do reservatório é relativamente baixa para que o fluido atinja a superfície ou a vazão fica reduzida a tal ponto que se torna inviável economicamente (THOMAS, 2001). Na ausência do ponto de intersecção entre as curvas é necessário fornecer ao poço meios artificiais para que seja possível dar continuidade a produção. Inicia-se a elevação artificial. Existem diversos métodos de elevação artificial e todos partem do princípio de reduzir a pressão de fluxo no fundo do poço, aumentando o diferencial de pressão sobre o reservatório e consequentemente aumentando a vazão de produção (THOMAS, 2001). Os principais métodos de elevação artificial empregados na indústria do petróleo são: Bombeio Mecânico (BM), 25

26 Bombeio Centrífugo Submerso (BCS), Bombeio por Cavidades Progressivas (BCP), Gas- lift Contínuo (GLC), Gas-lift Intermitente (GLI) e o Plunger Lift. 2.4 Bombeio Mecânico (BM) O bombeio mecânico foi o primeiro método de elevação artificial utilizado na indústria do petróleo e, até hoje, é o método mais utilizado em poços terrestres no mundo. No Brasil, poços com bombeio mecânico representam 73,5% dos poços produtores equipados com o método de elevação artificial e respondem por cerca de 5% da produção total (LIMA, 2014). Já, na Bacia Potiguar, este método está presente 89% dos poços produtores, correspondendo de forma marcante a aproximadamente 62% da produção total da Bacia (PETROBRAS, 2018), conforme a Figura 2.6 (a) e (b). Figura 2.6: Distribuição dos poços por método (a) e produção da Bacia Potiguar por método (b) Fonte: Petrobras, A popularidade do bombeio mecânico está relacionada aos baixos custos com investimento e manutenção, grande flexibilidade de vazão e profundidade, alta eficiência energética e a possibilidade de operar com fluidos de diferentes composições e viscosidades em larga faixa de temperatura (COSTA, 2008). 26

27 No BM a elevação de determinada quantidade de fluido é resultado dos movimentos alternativos, ascendente e descendente, de uma bomba instalada no fundo do poço. Na superfície um motor elétrico ou de combustão interna gera um movimento rotativo, a unidade de bombeio (UB) acionada pelo motor converte o movimento rotativo em movimento alternativo que é transmito para a bomba localizada no fundo do poço graças a existência de uma coluna de hastes conectada na sua extremidade superior à UB e na sua extremidade inferior à bomba de fundo. A Figura 2.7 ilustra os principais componentes do sistema de bombeio mecânico. Figura 2.7: Esquema do sistema de bombeio mecânico Fonte: Adaptado de Silva, Nota-se que o BM depende da ação conjunta e eficiente de vários elementos que estão divididos entre: equipamentos de superfície e equipamentos de subsuperfície. Na superfície, os principais equipamentos são: motor, responsável por fornecer potência ao sistema e acionar a UB; a unidade de bombeio, estrutura composta por várias partes, responsável por converter o movimento de rotação gerado pelo motor em movimento alternativo das hastes. Os principais equipamentos que compõem a UB são: redutor, que converte o movimento de alta rotação e baixo torque do motor, em movimento de baixa 27

28 velocidade e alto torque, contrapesos, responsáveis pelo balanceamento de torque, manivelas, bielas e viga principal; por fim, a haste polida que conecta a cabeça da UB à coluna de hastes, transmitindo o movimento alternativo. As unidades de bombeio são projetadas para operarem em certa faixa de esforços e fornecer determinados cursos. A escolha da UB deve atender a três limites de projetos: a capacidade de torque (máximo torque que pode ser exigido do eixo de saída do redutor); a capacidade estrutural (máxima carga que a UB pode erguer); e o curso máximo (amplitude máxima do movimento alternativo que a UB fornece à haste polida) (COSTA, 2008). O acompanhamento do torque requerido no eixo de saída do redutor pode ser realizado através do gráfico de torque. O ideal é que o pico de torque no curso ascendente seja igual ao pico de torque no curso descente e que não ultrapasse o valor da capacidade máxima da UB. O balanceamento adequado do torque é realizado através de ajustes na posição e na quantidade de contrapesos utilizado na unidade (THOMAS,2003). As unidades de bombeio são designadas conforme a norma API SPEC 11E pelo código a- bbbb-cccc-ddd. Onde a é tipo de unidade de bombeio, bbbb é a capacidade ao torque em (10³lbf.in), cccc é a capacidade estrutural (10²lbf) e ddd é o curso máximo possível (in). Geralmente as UB possibilitam a alteração do curso entre quatro valores pré-determinados por fábrica que variam de um menor valor de curso que a unidade admite até o maior valor de curso que ela é capaz de fornecer à haste polida sem que haja danos. Na subsuperfície, os principais equipamentos são: a coluna de hastes, composta por uma sequência de várias hastes, conectadas umas às outras até que seja alcançada a profundidade da bomba e, a bomba de fundo que de acordo com a Figura 2.8 é composta basicamente por um pistão móvel onde fica alojado a válvula de passeio e a camisa onde fica alojada a válvula de pé. Figura 2.8: Bomba de fundo Fonte: Costa,

29 A válvula de pé atua como uma válvula de sucção e a válvula de passeio como uma válvula de descarga. Durante o movimento alternativo estas válvulas abrem e fecham proporcionando um meio para deslocar os fluidos do fundo do poço até a superfície (LIMA, 2014). Uma operação de bombeio eficiente depende do funcionamento apropriado das válvulas de passeio e de pé. As válvulas constituídas pelo conjunto sede e esfera funcionam por pressão, se a pressão abaixo da sede for maior que pressão acima, a válvula abrirá. Do contrário, se a pressão abaixo for menor do que a pressão acima, a válvula fechará. Qualquer simples vazamento nas válvulas pode reduzir bastante a produção (COSTA, 2008), a Figura 2.9 apresenta o conjunto sede esfera de uma válvula. Figura 2.9: Conjunto sede e esfera Fonte: Costa, As pressões na bomba variam de acordo com o movimento do pistão. O ciclo de bombeio é dividido em dois momentos distintos, o curso ascendente (upstroke) e o curso descendente (downstroke), que serão detalhados a seguir. No curso ascendente o pistão é deslocado para cima e a válvula de passeio fecha graças ao peso da coluna de fluido sobre ela que será elevado. Conforme o pistão sobe, a região entre as válvulas expande e a pressão cai até ficar menor que a pressão de sucção. Neste momento, a válvula de pé abre e permanece aberta até o final do curso ascendente permitindo a admissão dos fluidos. No curso descendente o pistão desloca-se para baixo e a pressão na região entre as válvulas aumenta devido a incompressibilidade dos fluidos que adentraram, com isso, a válvula de passeio abre e a válvula de pé fecha. O movimento descendente segue até que o pistão alcance sua posição mais baixa. A partir de então, dar-se início novamente ao curso ascendente e um novo ciclo começa, como observado na Figura 2.10, a seguir. 29

30 Figura 2.10: Deslocamento do pistão em um ciclo de bombeio Fonte: Do autor. Durante o curso ascendente o peso da coluna de líquido elevado é suportado pelo pistão e pela coluna de hastes que devido a sua elasticidade pode sofrer um elongamento. Já, no curso descendente, todo o peso é transferido para a válvula de pé causando uma elongação da coluna de produção caso não esteja ancorada. Quando o pistão está o mais próximo possível da válvula de pé forma-se um espaço entre eles chamado de espaço morto. Este ponto onde o pistão encontra-se mais abaixo é o ponto morto inferior enquanto que, o ponto onde o pistão está o mais distante possível é o ponto morto superior, a distância entre os dois é denominada curso efetivo do pistão (S P ). O curso que a UB fornece à haste polida nem sempre é igual ao curso efetivo realizado pelo pistão no fundo do poço devido aos efeitos de elasticidade da coluna de hastes. Além do curso efetivo há o curso útil ( S útil ), que é o deslocamento realizado pelo pistão com a bomba completa por fluido, nem sempre esses dois valores são iguais. O desempenho da bomba é baseado no volume de fluido deslocado. O deslocamento volumétrico (PD) é o volume diário deslocado pelo pistão da bomba de fundo, e pode ser determinado pela Equação (2.21). PD = 0,1166 d P 2 S P N (2.21) Sendo P D em bpd, d p o diâmetro do pistão em polegadas, S p o curso efetivo do pistão em polegadas e N a frequência de bombeio dada em CPM ciclos por minuto. 30

31 Um parâmetro importante para análise do funcionamento da bomba de fundo é a eficiência volumétrica (E V ) que relaciona a vazão bruta de líquido Q b medida na superfície com o deslocamento volumétrico PD, conforme a Equação (2.22). E V = Q b PD (2.22) A eficiência volumétrica sempre é menor que 100% devido a fatores como: escorregamento do fluido através do pistão, presença de gás livre na bomba, fator volume formação das fases líquida e gasosa, desgastes mecânicos nas válvulas, entre outros. Nos poços de bombeio mecânico ajustes na vazão são realizados alterando o curso e/ou o número de ciclos por minuto, o que, conforme a Equação (2.21), aumenta o deslocamento volumétrico da bomba. 2.5 Análise do Sistema BM Para acompanhar e analisar as condições operacionais dos poços de bombeio mecânico, algumas técnicas e ferramentas são importantes. As principais utilizadas são: Sonolog, Cartas Dinamométricas e os Testes de produção, detalhadas a seguir: Sonolog É um instrumento que possibilita a localização do nível de fluido presente no anular do poço. Depois de um disparo sonoro realizado na superfície é registrado a intensidade das ondas que refletem até se alcançar o fluido presente no espaço entre a coluna de produção e o revestimento, conforme a Figura

32 Figura 2.11: Registro de Sonolog Fonte: Costa, As conexões entre os tubos de produção que formam a coluna de produção possuem um diâmetro maior que o diâmetro do corpo do tubo, por isto, o pulso emitido toca as conexões e reflete ondas ao longo de todo o trajeto. Quando o pulso atinge a superfície líquida, a onda refletida possui uma intensidade maior que as ondas refletidas pelas conexões acima. Com o auxílio de computadores as intensidades das ondas são registradas e cálculos automáticos são realizados para determinar a profundidade onde se encontra o nível de líquido. Independentemente do método de elevação, chama-se nível dinâmico a profundidade do topo da coluna de líquido presente no espaço anular do poço em operação. A diferença entre o nível dinâmico e a profundidade de assentamento da bomba chama-se submergência, conforme a Figura Figura 2.12: Nível dinâmico e submergência Fonte: Do autor. 32

33 Conhecendo o nível dinâmico, a profundidade da bomba e dos canhoneados, é possível avaliar se a elevação está efetiva ou não. Com o anular aberto para a atmosfera, o nível dinâmico na bomba indica que a submergência é zero, a pressão na sucção da bomba é mínima e consequentemente a vazão de operação deverá ser máxima Cartas Dinamométricas Umas das principais ferramentas de análise e intepretação das condições de desempenho do sistema de bombeio mecânico são as cartas dinamométricas. Estas cartas são gráficos contínuos de carga versus posição que representam os efeitos gerados pela carga atuante no conjunto de hastes e na bomba de fundo durante um ciclo de bombeio (LIMA, 2014). Existem dois tipos de cartas dinamométricas, a carta dinamométrica de superfície (CDS) e a carta dinamométrica de fundo (CDF), apresentadas na Figura Figura 2.13: Cartas dinamométricas de superfície e de fundo Fonte: Silva, Para gerar a carta de superfície as cargas são medidas por um equipamento especial chamado de dinamômetro instalado na haste polida e as informações de posição são medidas por sensores de posição instalados na viga principal ou nos contrapesos. Através da análise da carta de superfície e obtenção dos dados de carga e posição é possível conhecer as cargas atuantes na haste polida, a potência requerida por ela, o torque atuante no eixo do redutor durante o ciclo de bombeio, e realizar ajustes no contrabalanceio da UB. A carta de fundo pode ser obtida com a medição das cargas no fundo do poço, logo acima do pistão (o que é raro) ou, da maneira mais comum, através de algoritmos computacionais que utilizando dados da carta de superfície eliminam efeitos de deformação e geram a carta de 33

34 fundo. Esta carta possibilita a análise das condições operacionais da bomba de fundo, as forças atuantes no pistão, o cálculo do deslocamento volumétrico e do nível dinâmico. Para ler uma carta dinamométrica pode-se adotar alguns padrões, seja ela uma carta normal ou esteja registrando problemas. Na Figura 2.14, o retângulo formado pelos pontos representa uma carta de superfície ideal, assumindo a velocidade de bombeio quase zero, coluna de hastes sem elasticidade, desprezando as forças dinâmicas e perdas de carga ao longo da coluna. No ponto 1 inicia-se o curso ascendente. Neste ponto a carga da haste polida é igual ao peso da coluna de hastes imersa no fluido do poço. Rapidamente a carga aumenta atingindo o ponto 2, indicando que a carga foi transferida da válvula de pé para a válvula de passeio. O curso ascendente segue do ponto 2 ao 3 com carga constante. No ponto 3 termina o curso ascendente e inicia o descendente, a válvula de passeio abre e a carga é transferida para a válvula de pé, logo, a carga da haste polida cai para o ponto 4. Do ponto 4 ao ponto 1 a haste realiza o curso descendente e as cargas se mantem constantes. Figura 2.14: Carta dinamométrica ideal Fonte: Takács, Já, a carta formada por representa um caso mais realista, onde a elasticidade das hastes e as perdas na coluna são consideradas. Nos trechos de 1-2 e 3-4 a transferência de carga acontece de forma gradual devido a elongação da coluna de hastes e da coluna de produção. Na prática, as cartas dinamométricas sofrem deformações devido a diversos fatores que atuam durante o ciclo de bombeio, como: cargas dinâmicas devido ao movimento das hastes, tensões ao longo das hastes, válvulas afetadas pela incompressibilidade dos fluidos e problemas nos equipamentos de fundo. A Figura 2.15 mostra uma carta dinamométrica de superfície típica, nela lemos as informações de: carga máxima (PPRL) e carga mínima (MPRL) suportado pela 34

35 haste polida, a carga na válvula de pé, obtida através da reta passada no meio do curso descendente e a carga na válvula de passeio através da reta passada no meio do curso ascendente. Figura 2.15: Carta dinamométrica de superfície típica Fonte: Nascimento, A carta dinamométrica de fundo oferece informações qualitativas e quantitativas sobre as condições operacionais da bomba de fundo e são amplamente utilizadas na análise para solução de problemas no sistema de bombeio mecânico (LIMA, 2014). Através da análise da carta de fundo é possível determinar o nível de fluido presente no anular do poço pelo F 0, a força no pistão, identificado na carta como apresentado na Figura Figura 2.16: Carta dinamométrica de fundo e o F 0 Fonte: Adaptado de Silva, O F 0 é a diferença entre as cargas superior (no curso ascendente) e inferior (no curso descendente), no ponto de inversão do curso. A força no pistão pode ser calcula da seguinte maneira: F 0 = (P desc P suc ) A p (2.23) 35

36 P desc é a pressão de descarga da bomba calculado através da Equação (2.24): P desc = P cab + (grad w d f H bomba ) (2.24) onde, P cab é a pressão na cabeça do poço, grad w o gradiente de pressão da água, d f é a densidade relativa do fluido bombeado e H bomba é a profundidade de assentamento da bomba. P suc é a pressão de sucção na bomba, aproximadamente igual a pressão de fluxo no fundo do poço, dada pela Equação (2.25): P suc = P anular + (grad w d f Sub) (2.25) onde, P anular é a pressão no anular do poço e Sub é a submergência da bomba. A p é a área do pistão, calculada através da Equação (2.26). A p = π dp² 4 (2.26) De maneira simplificada, considerando as equações a seguir: P cab = P anular (2.27) Sub = H bomba ND (2.28) sendo, ND o nível dinâmico. Substituindo as Equações (2.24), (2.25), (2.26), (2.27) e (2.28) na Equação (2.23), tem-se: F 0 = grad w d f ND A p (2.29) Desta forma, conhecendo o F 0 apresentado na carta de fundo, o diâmetro do pistão, profundidade da bomba e os parâmetros do fluido, é possível calcular o ND e obter a submergência. O conhecimento da submergência da bomba é importante para determinar qual a pressão de fluxo no fundo do poço, como mostrado na Equação (2.25). 36

37 Os formatos característicos da carta de fundo possibilitam o conhecimento do modo de operação da bomba de fundo e a detectar os problemas que possam estar impactando na eficiência de bombeio, levando o poço a ter a perda na produção. A seguir, serão detalhados os padrões mais comuns de bombeio de um sistema de BM, as correspondentes cartas dinamométricas de fundo e as ações que podem ser tomadas para melhorar a elevação em cada caso. Enchimento completo da bomba: ocorre quando a bomba de fundo está operando em boas condições, com boa eficiência volumétrica e baixa ou nenhuma interferência de gás. Quando a carta de fundo tem o formato de enchimento completo, indica que o reservatório tem boa produtividade e certamente há uma coluna de líquido no espaço anular, ou seja, a bomba está submergida e a pressão no fundo do poço é alta. Figura 2.17: Bomba de fundo com enchimento completo e respectivo padrão da carta de fundo Fonte: Silva, A redução da submergência para aumentar a vazão é realizada aumentando-se o curso e/ou número de ciclos por minuto, elevando o deslocamento volumétrico da bomba (COSTA, 2008). Vazamento na válvula de passeio ou Vazamento na válvula de pé: devido ao tempo de bombeio, ou por muitas vezes, as bombas serem submetidas a ambientes corrosivos e abrasivos é comum a ocorrência de vazamento nas válvulas. O vazamento na válvula de pé causa queda de pressão no curso descendente, e o vazamento na válvula de passeio também causa queda de pressão no curso ascendente devido ao escorregamento do fluido de volta para a válvula de pé. 37

38 Este problema provoca a queda na eficiência da bomba e o acúmulo de líquido no anular do poço. Conforme a Figura 2.18, em (a) está a carta que representa o vazamento na válvula de pé e em (b) a carta que representa o vazamento na válvula de passeio. Figura 2.18: Padrão da carta de fundo para bomba com vazamento na válvula de pé (a) e vazamento na válvula de passeio (b) (a) (b) Fonte: Adaptado de Costa, Neste tipo de situação é realizada manutenção na bomba de fundo para troca das válvulas e realização dos reparos necessários na bomba. Pancada de fluido: ocorre quando a capacidade de produção do reservatório é inferior à capacidade de deslocamento da bomba. Nesta condição, o nível de fluido no anular se aproxima a sucção da bomba. A pressão de sucção é mínima, aproximadamente igual a pressão do revestimento, já que, a coluna de líquido no anular é praticamente nula. Durante o curso ascendente, a camisa da bomba não é preenchida completamente pelo líquido. No curso descendente, o pistão desce praticamente sem resistência, e a válvula de passeio permanece fechada, até que, ao encontrar o nível de fluido haja um incremento de pressão repentino sob a válvula de passeio e, então, ela abre. Neste ponto, a carga é transferida para a válvula de pé, conforme a Figura Figura 2.19: Padrão da carta de fundo para pancada de fluido Fonte: Adaptado de Costa,

39 Este efeito pode ser causado devido a um deslocamento efetivo do pistão em excesso, ou, porque a formação não alimenta a bomba efetivamente. A pancada pode ser prejudicial pois a desaceleração sofrida pelo pistão no momento que entra em contato com fluido pode causar uma flambagem na coluna de hastes, e levar ao desgaste ou rompimento da bomba. Este efeito é nocivo principalmente em poços profundos, já que, a coluna de hastes está submetida a maiores tensões. Em poços rasos, bem dimensionados, este efeito não causa impacto negativo e pode indicar que a produção está muito próxima ao potencial máximo. Já que, o poço está produzindo todo o líquido que vem da formação e a pressão de sucção é mínima. Logo, poços detectados com este tipo de carta indicam chance alta de não estarem com perda. Interferência de gás: ocorre quando há grande quantidade de gás associado ao óleo. O gás amortece o choque entre o pistão e o líquido no curso descendente e a carga é transferida da válvula de passeio para a válvula de pé suavemente. A interferência de gás causa uma redução na eficiência da bomba e acúmulo de líquido no anular, já que, o gás ocupa o espaço destinado ao líquido no interior da bomba. Em alguns casos pode levar à situação conhecida como bloqueio de gás, onde o gás acumulado na sucção da bomba impede a admissão do líquido. A Figura 2.20 mostra a situação da bomba com interferência de gás e, a respectiva carta de fundo. Figura 2.20: Bomba com interferência de gás e respectivo padrão de carta de fundo Fonte: Silva, Em situações deste tipo é recomendado o aumento no deslocamento volumétrico, elevando o curso.caso a pressão no anular esteja muito elevada pode também ser realizado a abertura do 39

40 anular poço para que todo o gás presente possa ser liberado. Se está ocorrendo o bloqueio de gás é útil realizar uma diminuição no espaço morto, local na sucção da bomba onde o gás pode se acumular. Como pode-se observar nas cartas das Figuras 2.19 e 2.20, nos casos de pancada de fluido e interferência de gás o S útil é menor que o S p. Batida na válvula de pé ou na válvula de passeio: as batidas na válvula de pé no final do curso descente ou na válvula de passeio ao final do curso ascendente, podem ocorrer devido ao dimensionamento inadequado no espaçamento da bomba, ou, em alguns casos especiais, pode ser uma estratégia adotada para facilitar o funcionamento das válvulas. Este fenômeno pode ser identificado na Figura (2.21). Figura 2.21: Padrão de carta de fundo para batida na válvula de pé e/ou passeio Fonte: Adaptado de Costa, Batidas com muita intensidade podem levar ao desgaste da bomba e afetar a eficiência de bombeio. Nestes casos, é recomendado além da manutenção na bomba de fundo, um ajuste no espaço morto para que as batidas não ocorram. Haste Partida: como pode ser visto na Figura 2.22, as cargas são praticamente nulas o que indica que não há deslocamento da bomba. Se for detectado este tipo de carta em poços que estão produzindo normalmente, quer dizer que o poço está produzindo por surgência. Porém, se o poço estiver com vazão zero quer dizer que há haste partida e elevada submergência. Figura 2.22: Padrão de carta de fundo para poço com haste partida ou surgente 40

41 Fonte: Adaptado de Costa,2008. Nesta situação, em poços rasos, é enviado um guindaste para pescar a coluna de hastes partida e a bomba, posteriormente é feita a substituição completa da coluna ou apenas da seção danificada e se necessário, realizados reparos na bomba ou troca. Pistão preso: pode ocorrer devido a produção excessiva de areia ou a deposição de parafina no interior da bomba. Na carta da Figura 2.23 observa-se um salto da carga e praticamente não há deslocamento. Figura 2.23: Padrão de carta de fundo para bomba com pistão preso. Fonte: Do autor Nesta situação, também é enviado o guindaste para intervir no poço e liberar o pistão. Posteriormente, é realizada a manutenção ou troca completa da bomba e os ajustes no projeto do poço caso haja uma produção excessiva de areia e/ou parafina. Entre todos os casos apresentados, as cartas que indicam forte indício de que o poço está com perda são: carta cheia, carta com vazamento na válvula de pé e/ou vazamento na válvula de passeio, e a carta com interferência de gás. A carta com a batida na válvula de pé, nem sempre indica que há perda, a batida pode ser estratégia da produção. Já as cartas, haste partida e pistão preso não indicam que o poço está produzindo abaixo do seu potencial, pois nestes casos simplesmente, o poço não produz e devem ser tratados de forma especial, não entrando na análise de poços com perda. Já, a carta com pancada de fluido, para poços rasos é um bom indicativo de que a produção está muito próxima a máxima e a perda é zero Testes de Produção São operações que consistem em medir a produção diária do poço de petróleo. Além de outros parâmetros, o teste fornece a vazão bruta e a vazão líquida produzida, sendo muito importante para a determinação da eficiência de bombeio. 41

42 Para que um poço seja detectado com perda, de fato, é importante a análise conjunta das cartas dinamométricas, nível dinâmico através do sonolog e os testes de produção. O conhecimento do teste de produção e do nível dinâmico é importante para avaliar o índice de produtividade do poço e se há a possibilidade de aumento da produção (COSTA,2008). Além disso, o teste é uma importante ferramenta para confirmar a efetividade das ações indicadas para os poços detectados com perda, já que, após realização das ações de intervenção é de se esperar um aumento na vazão. 2.6 Ações para aumento da produção em poços com perda A engenharia de elevação possui como principal objetivo a elevação máxima possível de hidrocarbonetos de maneira segura e econômica, através de modificações sobre a pressão de fluxo no fundo do poço. Tratando-se de poços equipados com bombeio mecânico detectados com perda, é necessário avaliar a carta dinamométrica junto a medição do nível dinâmico e do teste de vazão para detectar os motivos que estão levando a redução na produção. Se há submergência relativamente alta, isto é, se há coluna de fluido sobre a bomba, o problema é de elevação (COSTA,2008). A coluna de fluido presente no anular impacta na pressão de fluxo no fundo do poço causando queda na vazão de produção e o sistema de elevação torna-se ineficiente. Analisando as cartas dinamométricas de fundo é possível detectar as causas para este acúmulo de fluido no anular, e determinar as ações de intervenção para corrigir ou melhorar o sistema de elevação dos poços. O objetivo é converter as perdas em ganhos de óleo através de intervenções no maior número de poços detectados, de maneira economicamente viável onde os custos sejam os menores possíveis. Logo, são trabalhadas ações onde não sejam necessárias a ida da Sonda de Produção Terrestre (SPT) ao poço. As SPT s exigem um elevado custo diário para utilização, maior mobilização de mão-de-obra e são destinadas preferencialmente a operações complexas. Logo, as intervenções nos poços detectados com perda são realizadas apenas com o auxílio do guindaste, que possui um custo bem menor, e necessita de poucos operadores para realizar as atividades necessários. 42

43 Aos poços com problemas operacionais do tipo: vazamento ou batida na válvula de pé ou passeio, deve-se enviar o guindaste para intervir no poço e retirar a coluna de hastes e a bomba de fundo. Após a retirada da bomba deve-se analisar o estado da peça e realizar manutenção e troca das válvulas, caso seja necessário. Quando a necessidade é de aumentar o deslocamento volumétrico, nas situações onde os poços possuem carta cheia e interferência de gás, as alterações no curso e/ ou no cpm são realizadas na unidade de bombeio. Para estas intervenções novamente é utilizado o guindaste para erguer as cargas da unidade de bombeio. Antes de realizar qualquer intervenção no poço é necessário simular as novas condições de bombeio para verificar através da análise da curva de toque se a UB suportaria operar em um novo regime (curso e cpm) e ainda, considerando a redução da submergência a zero, o melhor resultado das intervenções. Nos casos onde unidades de bombeio não suportariam alterações no curso e no cpm e nem operar com submergência zero é recomendado trocar a UB atual por outra de maior porte que possibilite os ajustes necessários e a operação diante das novas condições. Esta troca, na verdade, deve ser uma permuta entre a UB de um poço detectado com perda, que não suportaria um aumento no regime, com a UB superdimensionada de um outro poço. Mais uma vez, neste caso, antes de realizar a mudança das unidades de bombeio novas simulações devem ser feitas para cada poço, afim de ter a certeza que elas suportariam as novas condições de regime nos novos poços as quais serão direcionadas. Com tudo isto, as operações de intervenção propostas visam o aumento da produção de forma economicamente viável, através de intervenções simples e de baixo custo se comparadas a outras operações na indústria do petróleo, são: manutenção na bomba de fundo, aumento de regime da UB (curso e/ou cpm) e por último, em casos excepcionais a permuta entre as unidades de bombeio. Em todos os casos, o equipamento utilizado para a movimentação das cargas é o guindaste, muito mais econômico do que seria utilizar as sondas de produção. Se as intervenções realizadas forem eficientes, é de se esperar uma redução da submergência, com isso, haverá redução na P wf e consequentemente o teste irá medir um aumento na vazão bruta. Desta forma, pode ser atestado uma melhora na eficiência de bombeio e uma redução ou, nos melhores casos, a eliminação da perda, ou seja, o poço terá atingido o potencial. 43

44 3 MATERIAIS E MÉTODOS Neste capítulo são apresentados os principais programas para análise e detecção dos poços com perda e a metodologia proposta para o aumento da produção. 3.1 Programas de análises de poços Graças ao avanço da tecnologia e dos sistemas de automação e controle a empresa operadora dos poços da Bacia Potiguar possui ferramentas que possibilitam a análise das condições de operação no fundo do poço, conhecimento dos fluidos produzidos e, o acompanhamento da produção ao longo dos anos. As principais ferramentas envolvidas na análise dos poços que foram úteis para este trabalho são: SIP, SISAL e o TWM Sistema de Informação da Produção O Sistema de Informação da Produção (SIP) é um sistema não automatizado onde as informações registradas são resultados de testes de medições reais, realizadas em contato com os poços ou com a produção oriunda deles. No SIP são registrados diversos dados de pressão, produção e do projeto do poço. Algumas das informações importantes retiradas desta ferramenta são: vazão bruta, vazão líquida, pressão na cabeça, pressão no revestimento, nível dinâmico e profundidade da bomba. Todas as informações registradas no SIP podem ser armazenadas em um aplicativo chamado de Consip Sistema Supervisório para Automação da Elevação O Sistema Supervisório para Automação da Elevação (SISAL), foi concebido para supervisionar poços com diferentes métodos de elevação, através da aplicação de sistemas de automação (MEDEIROS, 2001). Com este programa é possível monitorar as condições de operação dos poços e realizar análises importantes em tempo real sem a necessidade de ir pessoalmente ao poço. Dentre os poços monitorados pelo supervisório destacam-se os de 44

45 bombeio mecânico devido a maior quantidade, porém, nem todos os poços de BM existentes na bacia possuem o sistema de automação. O SISAL é uma ferramenta muito importante para análise dos poços de bombeio mecânico, dele é possível obter automaticamente, através de sinais da automação, a carta dinamométrica de superfície proveniente de medições por células de carga, e as cartas dinamométricas de fundo são calculadas pelo modelo matemático de Barreto Filho (1993) para poços verticais e Araújo Junior (2001) para poços direcionais (SILVA, 2017). Com a carta dinamométrica de fundo o programa calcula o nível dinâmico e o deslocamento volumétrico da bomba. Para cada poço há o registro do regime de bombeio, tipo da UB, informações da coluna de revestimento, da coluna de produção, do diâmetro e profundidade da bomba, profundidade dos canhoneados entre outros. O SISAL ainda recebe dados vindos do SIP, possibilitando a comparação entre as informações medidas diretamente nos poços com os dados calculados pela automação, como pode ser observado na Figura 3.1. Figura 3.1: Tela do SISAL de um poço com bombeio mecânico Para cada poço de bombeio mecânico, há uma ferramenta no SISAL que permite a simulação das cartas dinamométricas, do deslocamento volumétrico e da curva de torque, para diversas combinações de UB, regime e projetos de poço, facilitando na tomada de decisão para alguma intervenção. Ao utilizar o programa é preciso estar atento a qualidade das informações apresentadas, que eventualmente podem estar sofrendo a influência de algum problema na transmissão dos dados e/ou nos equipamentos de automação, como: falhas no sinal, falha no sensor de posição e 45

46 descalibração dos equipamentos. Somente um profissional treinado é capaz de ter a sensibilidade para notar algum problema nas informações e realizar os devidos ajustes necessários. As informações de cada poço apresentadas pelo SISAL ficam armazenadas em um aplicativo chamado Análise BM Total Well Management O Total Well Management (TWM) é um programa fabricado pela empresa Echometer instalado em um computador transportado em uma maleta espacial, utilizado na aquisição de diversos dados necessários para analisar o desempenho do poço. O TWM utiliza combinações de hardware e software específicos para leitura e interpretação de dados adquiridos no contato direto com o poço (TWM MANUAL) Através do TWM é feita a aquisição do nível dinâmico. Equipamentos conectados ao computador realizam a operação do sonolog no poço, o programa registra a intensidade das ondas refletidas e calcula a profundidade do topo de líquido encontrado no anular. Durante esta operação outros dados importantes são medidos e registrados, por exemplo, a pressão e temperatura na cabeça do poço e a pressão no anular. Com a obtenção do nível dinâmico o programa também faz o cálculo da pressão na sucção na bomba. A Figura 3.2 apresenta a tela do TWM com o registro do teste acústico e medição do nível dinâmico. Figura 3.2: Medição do nível dinâmico pelo TWM 46

47 As cartas dinamométricas também podem ser obtidas através desta ferramenta. O dinamômetro instalado na haste polida é conectado através de um cabo ao computador que contém o programa necessário para decifrar a leitura cargas e desenhar a carta dinamométrica de superfície. Com a aquisição da carta de superfície, cálculos específicos são realizados e é obtida a carta de fundo. A Figura 3.3 apresenta as cartas registradas pelo TWM. Figura 3.3: Registro das cartas dinamométricas pelo TWM Outros parâmetros são calculados e apresentados pelo TWM, o que torna o instrumento bastante útil para uma análise completa das condições de produção dos poços. Mesmo com o auxílio destas ferramentas a análise particular de cada poço para detectar aqueles que estão produzindo abaixo do seu potencial exigiria muito tempo e mão-de-obra, já que, em um campo há centenas e até milhares de poços e os poços com perda compreendem a uma parcela em relação ao todo. 3.2 Detector de Perdas Diante da necessidade de localizar os poços que estão com perda na produção, em campos onde o número chega a ordem de milhares e os recursos são escassos para que a busca fosse feita analisando poço a poço, e pelo bombeio mecânico ser o método de maior destaque dentro da Bacia, Assmann (2017) criou uma ferramenta computacional utilizando a técnica de lógica nebulosa, chamada Detector de Perdas. A partir dos dados monitorados pelo SISAL e os 47

48 registros armazenados nos aplicativos Análise BM e Consip, o programa apresenta dentre os poços automatizados, aqueles com maior possibilidade de terem perda causada por algum problema no sistema de elevação. A Lógica fuzzy ou nebulosa surgiu como uma alternativa à lógica clássica, que apenas classificava um elemento como pertence ou não pertence a um grupo, ou, algo ou é verdadeiro ou é falso, não existindo um meio termo, comparando-se ao raciocínio binário dos computadores. A lógica nebulosa introduz uma análise mais humana, criando um conceito de estado intermediário entre a pertinência e a não-pertinência de um elemento a um certo grupo, sendo o estado nebuloso. A pertinência é descrita por um valor no intervalo de [0,1] que expressa o quanto a variável pertence a um certo conceito (SIMÕES, 2007). Este conceito é muito útil na análise de sistemas multivariáveis, como este. O programa utiliza as informações mais importantes de todos os poços automatizados através da aquisição de arquivos de dados gerados pelo aplicativo Análise BM, além de, importar outros dados armazenados no aplicativo Consip. As variáveis monitoradas que passarão por processos da lógica nebulosa e darão aos poços a maior ou menor possibilidade de perda, são: Indicador de enchimento da carta (I_curso): o enchimento da carta é definido como sendo a razão entre o curso útil e o curso efetivo. Se o enchimento da carta é muito baixo, o poço deve estar com pancada e há grande possibilidade de não haver perda. Do contrário, se o enchimento for muito próximo a 1, a carta deve estar cheia e há mais chance de o poço ter perda (ASSMANN, 2017). Indicadores de submergência (I_sub; I_base; I_topo): representam a diferença entre a profundidade de referência e o nível dinâmico. Assmann considerou que não bastava avaliar apenas a submergência com relação a profundidade da bomba, e incluiu a submergência relativa a base e ao topo dos canhoneados. Os poços automatizados têm atualização do nível dinâmico do enchimento da carta a partir da carta dinamométrica coletada continuamente. Indicador de BSW (I_bsw): refere-se ao BSW do poço. Se for baixo, maior será a possibilidade de o poço ter perda, já se, o BSW for muito alto, menor é a probabilidade de converter a perda em ganho de óleo (ASSMANN, 2017). Indicador de limite (I_limite): para os poços que possuem limite de vazão, este indicador compara a vazão atual ao limite. Caso este valor seja alto, significa que o poço está produzindo 48

49 muito perto ou acima da vazão limite e, por isso, tem baixa possibilidade de perda. Do contrário, se o indicador for baixo, apresentará alta possibilidade (ASSMANN, 2017). Indicador de vazão de óleo (I_oleo): valores muito baixos de produção de óleo indicam pouca possibilidade de perda, enquanto, valores altos, indicam alta possibilidade de perda (ASSMANN, 2017). Perda de produção (Perda): é o cálculo da perda de óleo, levando em conta os dados de produtividade do SIP e o valor de nível dinâmico calculado a partir da carta dinamométrica de fundo coletada pelo sistema de automação (ASSMANN, 2017). Funções de fuzzificação irão permitir calcular a pertinência dos indicadores em três conceitos: baixo, médio e alto (possibilidade de perda), mediante a definição dos limiares dos conceitos para cada indicador. Uma vez que as variáveis estejam fuzzificadas, são aplicadas regras de avaliação que permitem avaliar os indicadores simultaneamente. Após avaliação um vetor resultado estará numa escala de 0 a 16 equivalendo a baixíssima até a maior possibilidade de perda. Este vetor é uma informação fuzzy ou nebulosa, devendo ser defuzzificado tendo um valor de saída único da possibilidade de perda. Ao final do procedimento, o programa classifica os poços em ordem decrescente de possibilidade de estarem com perda de óleo. A Figura 3.4 apresenta o fluxograma de operação do programa. Figura 3.4: Fluxograma do funcionamento do programa Detector de Perdas Fonte: Assmann, 2017 O programa foi desenvolvido na plataforma Microsoft Office Excel usando a linguagem de programação Visual Basic For Applocations (VBA) e possui um funcionamento e interface bem simples. Na tela Análise, um botão permite acionar o programa, que irá realizar todas as etapas mostradas na Figura 3.4. Uma lista de poços em ordem de prioridade é o resultado, junto com os indicadores e o valor da perda de produção líquida em m³/dia. É permitido que o usuário 49

50 altere a quantidade de poços que deverá ser apresentada no final. A figura 3.5 mostra a tela de Análise. Figura 3.5: Tela Análise do Detector de Perdas A segunda tela é de Configuração, mostrada na Figura 3.6 que permite a determinação dos limiares das funções de fuzzificação das variáveis e estabelecer pesos para estas variáveis. Estes limiares devem ser ajustados somente por um especialista (ASSMANN, 2017). Figura 3.6: Limiares de fuzzificação na tela Configuração do Detector de Perdas Além da apresentação da lista dos poços automatizados com maior possibilidade de perda, o programa também possui outras funcionalidades importantes para a análise. Na aba IPR há uma lista com todos os poços produtores da estação, automatizados e não automatizados, juntamente com diversas informações da produção, das pressões, do nível dinâmico medido e do poço, oriundos da aquisição dos dados do Consip. Nesta seção a perda também é calculada, porém, baseada nos dados registrados no SIP. O valor da perda pode ser atualizado caso o usuário altere qualquer outro dado de entrada que foi apresentado, se tornando bastante útil também para análise dos poços, além de, permitir que seja investigado a existência da perda na 50

51 produção dos poços que não são monitorados pela automação. A Figura 3.7 a seguir apresenta a tela IPR. Figura 3.7: Tela IPR Outras funcionalidades úteis no programa são: a apresentação das curvas de IPR e IPR extrapolada (considerando a redução completa da submergência) de óleo e de bruta de cada poço na tela Apresentação; a curva de perda versus nível dinâmico apresentada na tela Submergência; as curvas que apresentam a relação da submergência com a perda e com a pressão no fundo do poço na tela Conversão Submergência x Pressão; e a relação das unidades de bombeio instalada em cada poço na tela Troca de UB. As curvas estão apresentadas nas Figuras 3.8, 3.9, 3.10 e são geradas automaticamente após o usuário clicar em cima do nome do poço na tela IPR. Figura 3.8: Curvas de IPR na tela Apresentação 51

52 Figura 3.9: Curva de perda versus submergência na tela Submergência Figura 3.10: Relações entre a submergência e o Pwf e a Perda na tela Conversão Submergência x Pressão O programa detector de perdas apenas direciona a análise aos casos com maior possibilidade de perda, reduzindo o tempo de busca e aproveitando melhor a mão-de-obra especializada e treinada de maneira objetiva e rápida (ASSMANN, 2017). Depois de obtida a lista de poços com maior possibilidade de perda, é necessário a análise afinada de todos estes eles, lançando mão das ferramentas, SISAL, SIP e TWM para então, comprovar a existência da perda, já que, os poços apresentados foram adquiridos baseados em dados de automação que, por vezes, podem estar contaminados devido a algum problema na transmissão do sinal, no funcionamento e calibração dos equipamentos de automação, ou alimentação de parâmetros no SIP, entre outros fatores. As outras funcionalidades do Detector de Perdas também são aproveitadas nesta etapa. 52

53 3.3 Metodologia Proposta Para tornar a atividade de aumento da produção através de intervenções em poços com perda operacionalmente viável para empresa, onde a maior quantidade de poços seja detectada e as ações para melhoria ou correção do sistema de elevação sejam corretas e eficientes, evitando custos elevados, é preciso estabelecer algumas etapas importantes de serem seguidas ao longo de todo o processo. Lançando mão do programa detector e das outras ferramentas de análise dos poços, aliados ao conhecimento do funcionamento e os problemas operacionais que podem ocorrer no sistema de bombeio mecânico, na Figura 3.11 está o fluxograma da metodologia proposta. Figura 3.11: Fluxograma de operação da atividade Monitoração dos poços automatizados O processo inicia na fase de monitoração, nesta etapa os poços automatizados estão sendo monitorados pelo SISAL e os dados são registrados no aplicativo Analise BM, da mesma forma que outras informações importantes são registradas no aplicativo Consip. Neste momento não é necessária utilização da mão-de-obra, sendo destinada apenas para colher os arquivos dos aplicativos e deixar disponíveis para utilização no detector de perdas Detectar perdas Nesta etapa o Detector de Perdas irá processar todos os dados monitorados e registrados, e fornecer uma lista de poços detectados com a possibilidade de terem perdas na produção. Nesta fase a mão-de-obra praticamente não intervém, a não ser, apenas para acionar o detector. 53

54 3.3.3 Analisar os poços apresentados pelo detector Com a relação de poços apresentada pelo detector é o momento onde a mão de obra especializada e treinada entra no processo para analisar as condições de operação de cada um e confirmar os casos onde a perda realmente existe, considerando que as informações de alguns destes poços registradas na fase de monitoramento tenham sofrido alguma interferência por problemas na automação influenciando na detecção pelo programa. A análise começa do poço com maior possibilidade de perda ao poço de menor, utilizando os programas SISAL e SIP. Esta fase pode demandar maior tempo, vai depender da experiência do profissional em avaliar a qualidade da informação apresentada pela automação e analisar os problemas que ocorrem no fundo do poço. Se as informações apresentadas pelo SISAL possuírem falhas ou, devido a algum problema na transmissão do sinal, não é possível analisar o poço, faz-se necessário os registros de medição das cartas e do nível dinâmico no TWM. Caso o último registro do poço seja antigo, não é viável confiar nas informações apresentadas, já que, podem não representar a situação atual do poço, sendo necessário solicitar uma nova medição do nível dinâmico e das cartas, para então realizar nova análise. Nesta fase as outras funcionalidades do Detector de Perdas também são utilizadas. Antes de atestar que o poço possui perda é importante determinar um valor mínimo a partir do qual a perda na produção é considerada e se o ganho de óleo é satisfatório para compensar os custos na intervenção. Este valor mínimo irá depender da produção atual do campo, dos recursos para as intervenções e das características dos fluidos produzidos, devendo ser determinado por profissionais especializados. Neste trabalho está sendo considerado um valor de perda de óleo de 0,1 m³/dia que corresponde a 0,629 barris por dia (bpd), como o mínimo para atestar que o poço tem perda e dar continuidade as ações. Na fase de análise a perda de óleo é calculada e os poços detectados com valores abaixo da referência não são considerados e saem da análise. Outro fator a ser considerado durante a análise é a temperatura medida por um sensor de temperatura instalado na cabeça do poço, registrada no SIP ou no TWM. Para que as intervenções sejam possíveis de serem realizadas de maneira segura, é preciso limitar a temperatura para que o poço seja parado. Neste trabalho, devido está sendo considerada a maior 54

55 temperatura possível para intervir no poço em 70º C, considerando campos onde os poços estão sob a influência da injeção de vapor como método de recuperação de óleo. Poços detectados com perda com a temperatura acima desta referência não são considerados e saem da análise Propor ações de intervenção Aos poços onde são confirmadas a existência da perda em valores iguais ou superiores ao valor de referência, baseado na análise dos problemas que ocorrem no fundo do poço que causam a ineficiência no sistema de elevação, são propostas as ações de intervenção a serem realizadas pelas equipes competentes e responsáveis pelas intervenções nos poços. As ações propostas podem ser: manutenção na bomba de fundo, aumento de regime (curso e/ou cpm) e permuta entre as unidades de bombeio. O número de poços que entra na fase de proposta de ações não é o mesmo que foi apresentado pelo detector sendo, na verdade, uma pequena parcela, já que, durante a análise muitos poços são desconsiderados pois é comprovada que a perda não existe, estava abaixo do valor de referência, ou a temperatura excedia o valor máximo possível para intervir Realização das ações Depois de proposta a ação de intervenção necessária para que a perda seja convertida em ganho de óleo, as equipes responsáveis devem realizá-las em prioridade das maiores perdas. O responsável pela atividade deve acompanhar o andamento das ações e estar atento quando a ação for realizada Análise dos poços após ação Depois de averiguado que a ação foi realizada, uma nova análise das condições do poço é necessária para visualizar se os problemas foram corrigidos e a eficiência foi melhorada. Nesta fase também é necessário fazer uso do SISAL e do TWM. Se for constatado que a carta apresentou melhora em comparação a carta de quando o poço foi detectado com perda, e a submergência foi reduzida, quer dizer que a ação proposta foi positiva. Já, se a carta não 55

56 apresentou melhora, ou a submergência não alterou ou aumentou, é necessário fazer nova uma análise do sistema e repetir as outras etapas do processo Determinação dos ganhos No caso de ser observado que a ação melhorou a carta de fundo e a submergência foi reduzida, é necessário solicitar a realização do teste de produção para que, de fato, seja confirmado que a operação obteve êxito. Se a carta melhorou e a submergência diminuiu é de se aguardar um aumento na vazão de produção no teste. Dessa forma, é determinado o ganho, sendo simplesmente a diferença entre a vazão medida depois da realização da ação, com a vazão medida antes. Ganho = Q depois da ação Q antes da ação (3.2) Este ganho pode ser calculado tanto em relação a vazão de óleo, como em relação da vazão bruta apresentadas no teste. O ideal é o profissional acompanhar a maior quantidade de poços possíveis na mesma etapa, porém, todo o processo está em função de outros fatores, por exemplo, o tempo para que as intervenções ocorram, ou uma medição do TWM e teste de produção sejam feitos, com isso, o acompanhamento de todos os poços dentro da mesma etapa nem sempre é possível. Contudo, o importante é seguir essa sistemática não deixando de passar nenhum poço por alguma das fases. No começo o número de poços que precisam ser analisados é grande, mas com o tempo, os poços já analisados começam a se repetir, de tal forma que precisam ser analisados apenas os poços que apresentam problemas desde a última análise. É recomendado que este ciclo se repita continuamente e seja adotado como prática de operação no campo, de forma que seja possível reduzir a maior quantidade possível de poços com perda na produção e, além disso, garantir através das ações de intervenção simples o funcionamento ótimo dos poços de modo que possibilitem a produção máxima possível de óleo do reservatório. 56

57 4 RESULTADOS E DISCUSSÕES Neste capítulo são apresentados os resultados obtidos com a utilização da metodologia proposta em campos da Bacia Potiguar. A metodologia proposta neste trabalho foi aplicada pela empresa operadora na Bacia Potiguar durante o período de oito meses, ao longo deste tempo centenas de poços pertencentes a 10 campos foram apresentados pelo Detector de Perdas e analisados. A seguir, com maiores detalhes, seguem as etapas da metodologia aplicada em 3 poços apresentados pelo programa e seus resultados. Para expandir a análise sobre a funcionalidade da metodologia, ao final do capítulo há os resultados obtidos após a intervenção em 30 poços (incluindo o 3 apresentados) dentro do período de utilização. 4.1 Detecção Os três poços que serão analisados foram detectados pelo programa Detector de Perdas de acordo com a Figura 4.1. Figura 4.1: Poços detectados pelo Detector de Perdas Fonte: Detector de Perdas (ASSMANN, 2017). 4.2 Análise Partindo do conhecimento dos poços com maior chance de estarem produzindo abaixo do potencial devido a algum problema no sistema de elevação e lançando mão das ferramentas SISAL, SIP, TWM, e outros recursos do Detector de Perdas, serão apresentados os parâmetros 57

58 de produção e a carta dinamométrica de fundo extraídos na análise de cada poço. A Figura 4.2 mostra os dados obtidos da análise do poço 1. Figura 4.2: Análise do poço 1 Os parâmetros apresentados, comprovam que há elevada pressão na sucção da bomba causada pela elevada coluna de fluido no anular. A eficiência volumétrica é baixa e a carta mostra que há vazamento na válvula de passeio. Logo, comprova-se que a produção está comprometida devido a problemas no sistema de elevação. Analisando a curva da IPR do poço 1, obtida através do Detector de Perdas conforme a Figura 4.3, a perda bruta é 5,1 m³/dia, equivalendo a 32,07 bpd. Com o BSW igual a 54,6%, aplicando a Equação (2.20), o valor da perda líquida é de 2,3 m³/dia, o mesmo que 14,47 bpd de óleo. Figura 4.3: IPR e perda bruta do poço 1 58

59 Fonte: Detector de Perdas (ASSMANN, 2017). Realizando a mesma análise das condições de bombeio, na Figura 4.4 estão os parâmetros de operação e a carta de fundo do poço 2. Figura 4.4: Análise do poço 2 O poço 2 é raso e possui submergência relativamente alta, 50 metros. A carta mostra que está ocorrendo interferência de gás e a eficiência volumétrica é de 62%, enquanto a UB opera em baixo regime de curso e cpm. Analisando a curva de IPR apresentada na Figura 4.5 há o valor da perda bruta de 3,1 m³/dia equivalendo a 19,5 bpd. Sendo o BSW igual a 87,7 aplicando a Equação (2.20), a perda líquida tem o valor de 0,39 m³/dia, ou seja, 2,4 bpd. 59

60 Figura 4.5: IPR e perda bruta do poço 2 Fonte: Detector de Perdas (ASSMANN, 2017). Da mesma maneira que para os poços 1 e 2, na Figura 4.6 estão os parâmetros de produção e carta de fundo do poço 3, extraídos das ferramentas de análise. Figura 4.6: Análise do poço 3 No poço 3 também foi comprovado a existência de uma elevada coluna de fluido do anular deixando a bomba submergida e a pressão no fundo alta. Apesar da carta não indicar algum problema evidente na bomba, a eficiência de bombeio é baixa. Por isto, comprova-se a existência da perda devido a algum problema na elevação e seu valor é de 12,8 m³/dia, ou, 80,51 bpd de produção bruta calculado através da curva de IPR conforme a Figura 4.7. Já, a perda 60

61 líquida, aplicando-se a Equação (2.20) com o BSW igual a 73,3% é de 3,4 m³/dia, equivalendo a 21,38 bpd. Figura 4.7: IPR e perda bruta do poço 3 Fonte: Detector de Perdas (ASSMANN, 2017). As análises detalhadas das condições de operação dos três poços indicados pelo Detector de Perdas confirmaram a existência de problemas no sistema de elevação que estão favorecendo a redução da produção. Logo, as perdas foram confirmadas e calculadas. A partir de então, é necessário propor ações de intervenção capazes de melhorar o sistema de elevação, reduzir a pressão de fluxo no fundo do poço e proporcionar o aumento da vazão. 4.3 Propostas de ações No poço 1, há vazamento na válvula de passeio, a eficiência volumétrica é baixa e a submergência é alta. Neste caso, a ação de intervenção recomendada é: manutenção na bomba de fundo. Antes de realizar a intervenção, utilizando o SISAL, é necessária a simulação da curva de torque para averiguar se a UB suportaria o esforço exigido, considerando a melhor condição que o poço poderia ficar após realização da intervenção, com submergência igual a zero, conforme a Figura 4.8. Figura 4.8: Simulação da curva de torque do poço 1 61

62 Fonte: SISAL Mesmo simulando para diferentes posições dos contrapesos e cursos, percebe-se que a UB atual não suportaria a nova condição com submergência igual a zero, já que o torque exigido excede a capacidade máxima de lb.in. Neste caso, com o auxílio do Detector de Perdas foi encontrado a UB com capacidade superior de torque e que atende a um regime próximo ao da UB anterior. Uma nova simulação da curva de torque é necessária para averiguar se a nova unidade atende às condições de produção do poço 1 com o curso de 68 in e 8 cpm, de acordo com a Figura 4.9. Figura 4.9: Simulação da curva de torque para nova UB no poço 1 Fonte: SISAL Com a nova curva de toque simulada comprova-se que a nova UB é capaz de atender às novas condições de produção do poço 1. Com isto, as ações de intervenções indicadas para o 62

63 poço 1 são: manutenção na bomba de fundo, troca de UB, e como o mínimo curso admitido por esta nova unidade é de 68 inclui-se também o aumento de regime. No poço 2 há a ocorrência de interferência de gás. Neste caso, é recomendado como ação de intervenção o aumento do curso. O curso atual fornecido pela UB é de 28 in e há a possibilidade de aumenta-lo para 40, 52, ou 64. Através da simulação é verificado se a UB irá atender a situação de maior deslocamento volumétrico com o curso em 64 in e a submergência reduzida a zero, conforme a Figura 4.10, a seguir. Figura 4.10: Simulação da curva de torque do poço 2 Fonte: SISAL A simulação do novo regime indica que a UB atenderá a nova solicitação de torque. Sendo assim, a ação de intervenção para o poço 2 será: aumento do regime, passando o curso de 28 para 64 in. No poço 3 foi identificado elevada submergência e eficiência volumétrica baixa. Eficiência volumétrica baixa leva à manutenção na bomba de fundo, mesmo que o motivo para a ineficiência não seja bem identificado através da carta. Como este poço possui elevada coluna de líquido no anular e margem para que o regime de bombeio seja elevado, será realizado a simulação para a situação onde a submergência é reduzida a zero e o deslocamento é elevado. A Figura 4.11 apresenta a curva de torque simulada para condição de operação do poço 3 com submergência igual a zero e o curso elevado para 61 in. Figura 4.11: Simulação da curva de torque do poço 3 63

64 Fonte: SISAL Também foram realizados testes para o aumento do curso e frequência superiores a 61 in e 7 cpm, porém a UB não atendeu. Logo, as intervenções recomendadas para o poço 3 serão: manutenção na bomba de fundo e aumento de curso de 50 para 61 in. 4.4 Realização das ações Após definida as ações de intervenção, estas foram realizadas pelas equipes competentes de operar em poços de bombeio mecânico. 4.5 Análise dos poços após intervenções Depois de realizadas as ações, são necessárias novas medições do nível dinâmico e da carta dinamométrica de fundo através do SISAL ou do TWM, além do teste de produção que irá medir a nova vazão. Novamente os parâmetros de produção dos poços são analisados para que sejam observados se houve melhora no sistema de elevação e o aumento na vazão. A Figura 4.12 apresenta os novos parâmetros de produção do poço 1 após realização da manutenção na bomba de fundo, troca da UB e o aumento do curso. Além disso, é apresentado a nova carta de fundo superposta a carta apresentada quando o poço foi detectado com perda para melhor percepção da mudança no sistema. Figura 4.12: Análise do poço 1 após intervenção 64

65 Os resultados apresentados do poço 1 mostram que a submergência foi reduzida a zero, a carta apresentou aumento do F 0 e pancada de fluido comprovando que o nível dinâmico se encontra na profundidade da bomba e não há perda. A eficiência volumétrica aumentou para 43%, a vazão bruta para 14,7 m³/dia, equivalendo a 88,06 bpd e a líquida para 6 m³/dia, correspondendo a 37,74 bpd. A Figura 4.13 apresenta as novas condições de operação do poço 2 após realização do aumento do curso para 64 in. Figura 4.13: Análise do poço 2 após intervenção 65

66 Os resultados obtidos mostram que a submergência foi reduzida a zero e eficiência de bombeio aumentou para 90%. A carta indica que ainda há interferência de gás, porém como o poço está produzindo tudo o que vem do reservatório este fato não impacta na elevação. A vazão bruta aumentou para 38,7 m³/dia, equivalendo a 243,4 bpd e a líquida para 3,6 m³/dia, o mesmo que 22,64 bpd. A Figura 4.14 apresenta a análise do poço 3 após realização das ações de manutenção na bomba de fundo e aumento do curso para 61 in. Figura 4.14: Análise do poço 3 após intervenção O poço 3 teve redução da submergência em 29 metros diferente dos poços 1 e 2 que a redução foi completa, mesmo assim, a eficiência de bombeio aumentou para 60%, a produção bruta para 36 m³/dia, equivalendo a 226,4 bpd e a líquida para 6,4 m³/dia, o mesmo que 40,25 bpd. 4.6 Determinação dos ganhos Nos três poços as intervenções melhoraram os sistemas de elevação, as submergências foram reduzidas, e a produção dos poços aumentaram. Nota-se também, que junto ao aumento da vazão o BSW dos três poços também aumentou o que consequentemente afetou o ganho de óleo. A seguir, na Tabela 4.1 estão apresentados os ganhos na produção bruta e líquida nos três poços. Tabela 4.1: Ganhos na produção bruta e líquida 66

67 Como o objetivo do trabalho é converter a perda em ganho de óleo, através das intervenções no sistema de elevação na maior quantidade possível de poços detectados é conveniente avaliar o ganho de óleo total. O Detector de Perdas direciona a análise para os poços com maior possibilidade e permite que o profissional estime o valor da perda. Na Tabela 4.2 está a comparação entre os valores de perda de óleo estimados e os valores de ganho de óleo obtidos. Tabela 4.2: Comparação entre as perdas líquidas estimadas e o ganho de óleo obtidos Na Tabela 4.2, observa-se que o poço 1 teve um ganho líquido abaixo do estimado, o poço 2 teve um ganho acima, enquanto que, o poço 3 teve o ganho igual ao estimado. O total das perdas líquidas estimadas foi de 39,94 bpd, enquanto o ganho total de óleo foi 36,48 bpd. Comparando-se os valores totais das perdas e dos ganhos, vê-se que o ganho obtido total se aproximou ao valor da perda total estimada pela ferramenta de detecção em 91%. Junto aos três poços apresentados, outras dezenas de poços foram detectados, analisados e sofreram ações de intervenção para melhoria do sistema de elevação e obtenção de ganho de óleo seguindo a sistemática proposta. A seguir, na Tabela 4.3 serão apresentados os valores de vazão bruta, vazão de óleo, BSW, submergência e perda líquida estimada de trinta poços detectados com perda, incluindo os três poços apresentados anteriormente, além do tipo de intervenção realizada, os valores de vazão bruta, vazão líquida, BSW, submergência e ganho líquido, obtidos após realização das ações. 67

68 Tabela 4.3: Dados de produção de 30 poços detectados com perda antes e depois da ação de intervenção 68

69 Analisando os resultados pontuais de cada poço, há casos onde o ganho é menor que o estimado, enquanto outros que o ganho é maior. Nos poços 4, 8, 10, 13, 16, 25,26 e 28 a vazão 69

70 de óleo medida após a ação foi menor que a vazão medida quando o poço foi detectado com perda, este fato pode estar ligado a imprecisões na medição de elevados BSW e ao salto inesperado da fração de água produzida devido ao uso de métodos de recuperação no reservatório, como por exemplo, a injeção de vapor. Em todos os poços, o sistema de elevação teve seus problemas corrigidos, aumentando a eficiência volumétrica, provocando consequentemente a redução na submergência e o aumento da produção bruta. Avaliando os resultados totais dos poços analisados percebe-se que a perda total estimada era de 254,18 bpd de óleo, enquanto que, o ganho de óleo obtido ultrapassou o valor estimado permanecendo bem próximo, no valor de 261,67 bpd. Acompanhando a produção dos 30 poços após as intervenções e colhendo os dados registrados no SIP de vazão bruta, vazão líquida, e BSW foram obtidos os resultados do aumento percentual médio na produção bruta, no BSW e na vazão líquida, levando ao incremento ou ganho no volume de óleo acumulado conforme estão apresentados na Tabela 4.4. Tabela 4.4: Resultados do incremento na produção dos 30 poços ao longo de oito meses 5 CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES 70