Controle Automático para Injeção Otimizada de Gás em Poços de Petróleo Equipados para Funcionamento com Gás Lift Contínuo

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1 Universidade Federal do Rio Grande do Norte Centro de Tecnologia Programa de Pós-graduação em Engenharia Elétrica Controle Automático para Injeção Otimizada de Gás em Poços de Petróleo Equipados para Funcionamento com Gás Lift Contínuo Autor: Rafael Barbosa Spíndola Natal / RN Brasil Julho de 2003 Universidade Federal do Rio Grande do Norte Centro de Tecnologia

2 Programa de Pós-graduação em Engenharia Elétrica Controle Automático para Injeção Otimizada de Gás em Poços de Petróleo Equipados para Funcionamento com Gás Lift Contínuo Orientador: Prof. D. Sc. André Laurindo Maitelli Co-orientador: Eng. M. Sc. Edson Henrique Bolonhini Dissertação submetida ao Programa de Pós-graduação em Engenharia Elétrica da Universidade Federal do Rio Grande do Norte, como parte dos requisitos necessários para obtenção do título de Mestre em Ciência de Engenharia Elétrica. Natal / RN Brasil Julho de 2003 Rafael Barbosa Spíndola

3 Controle Automático para Injeção Otimizada de Gás em Poços de Petróleo Equipados para Funcionamento com Gás Lift Contínuo Dissertação submetida ao Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica da Universidade Federal do Rio Grande do Norte, como parte dos requisitos necessários para obtenção do grau de Mestre em Ciências no Domínio da Engenharia Elétrica. Aprovado por: Prof. D. Sc. André Laurindo Maitelli (Orientador) - DCA / UFRN Eng. M. Sc. Edson Henrique Bolonhini (Co-orientador) - PETROBRAS Prof. D. Sc. Pablo Javier Alsina - DCA / UFRN Eng. D. Sc. Antônio Rodrigues Patrício - WEATHERFORD Natal / RN Brasil Julho de 2003

4 Divisão de Serviços Técnicos Catalogação da Publicação na Fonte. UFRN / Biblioteca Central Zila Mamede,Spíndola, Rafael Barbosa. Controle automático para injeção otimizada de gás em poços de petróleo equipados para funcionamento com gás lift contínuo / Rafael Barbosa Spíndola. - Natal (RN), p. : il. Orientador: André Laurindo Maitelli. Co-orientador: Edson Henrique Bolonhini. Dissertação (Mestrado) Universidade Federal do Rio Grande do Norte. Centro de Tecnologia. Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica. 1. Petróleo Tese. 2. Gás lift contínuo Método de elevação artificial Tese. 3. Controlador inteligente Injeção de gás lift Tese. 4.Sistema inteligente de controle automático Injeção de gás lift Controle de pressão de fluxo Tese. I. Maitelli, André Laurindo. II. Bolonhini,. Edson Henrique. III. Título. RN/UF/BCZM CDU (043.2)

5 i Índice de Assuntos LISTA DE FIGURAS... LISTA DE TABELAS... RELAÇÃO DE SÍBOLOS E ABREVIATURAS... SUMÁRIO... ABSTRACT... DEDICATÓRIA... AGRADECIMENTOS... iii v vi viii ix x xi 1. INTRODUÇÃO MÉTODO DE ELEVAÇÃO POR GÁS LIFT CONTÍNIO Introdução Gás lift Vantagens e limitações do gás lift contínio Válvulas de gás lift Aspectos econômicos Mecanismos de produção Desempenho de um poço de petróleo Processo de descarga de um poço de gás lift Projetos de instalações de gás lift SIMULADOR DE UM POÇO DE GÁS LIFT CONTÍNUO Introdução SGALI TRACELIFT... 23

6 ii 4. CONTROLADOR PROPOSTO Introdução Efeito da injeção de gás no poço Controladores baseados em conhecimentos Método de Gradiente A lógica do controle RESULTADOS Introdução Experiência sem o uso do controlador Experiência com o uso do controlador em laboratório CONCLUSÕES E PERSPECTIVAS BIBLIOGRAFIA APÊNDICE I Diagrama Ladder... 55

7 iii Lista de Figuras Figura 1.1. Curvas de desempenho de gás lift... 3 Figura 1.2. Comportamento da P wf em função da variação da P r... 4 Figura 2.1. Redução do peso da coluna pela liberação de gás... 6 Figura 2.2. Redução do peso da coluna pela injeção de gás... 7 Figura 2.3. Sistema típico de gás lift contínuo... 8 Figura 2.4. Válvula de gás lift Figura 2.5. Mecanismo Gás em Solução Figura 2.6. Curvas de performance típica para reservatório de gás em solução Figura 2.7. Mecanismo capa de gás Figura 2.8. Curvas de performance típica para reservatório capa de gás Figura 2.9. Mecanismo influxo de água Figura Curvas de performance típica para reservatório influxo de água Figura Curva IPR modelo linear Figura Curva de IPR - Modelo de Vogel Figura Processo de descarga de um poço de gás lift Figura Poço típico de gás lift contínuo Figura Gradientes de pressão em um poço de gás lift contínuo Figura 3.1. Tela inicial do simulador de controle de injeção de gás lift-sgali Figura 3.2. Curvas IPR x TPR e P wf x Q gi Figura 3.3. Ponto de operação do poço com GLC Figura 3.4. Tela dos dados de entrada do TraceLift Figura 3.5. Tela de acompanhamento da simulação do TraceLift Figura 4.1. Curva de desempenho da vazão de gás injetado (Q gi ) x vazão de líquido produzido (q L ) Figura 4.2. Arquitetura típica de um sistema baseado em conhecimento Figura 4.3. Esquema de um sistema de controle empregando representação de conhecimentos na forma de regras de produção Figura 4.4. Sistema de controle automático da injeção de gás lift contínuo Figura Diagrama de blocos para o controle automático da injeção de gás lift Figura 4.6. Possíveis comportamentos das curvas P wf em função da variação da P r e das condições de operação do poço... 33

8 iv Figura 4.7. Processo de obtenção da P wf ótima considerando o deslocamento do Setpoint para a direita Figura 4.8. Processo de obtenção da P wf ótima considerando o deslocamento do Setpoint para a esquerda Figura 5.1. Unidade Terminal Remota (UTR) Figura 5.2. Válvula Automática de Controle Figura 5.3. Transmissores de superfície Figura 5.4. Dados de campo de P wf P r e SP adquiridos do poço UPN Figura 5.5. Evolução do controle automático de um poço de gás lift contínuo Experimento I Figura 5.6. Evolução do controle automático de um poço de gás lift contínuo Experimento II Figura 5.7. Evolução do controle automático de um poço de gás lift contínuo Experimento III Figura 5.8. Tela inicial de simulação de um poço de gás lift sem o uso do controlador Experimento I Figura 5.9. Simulação do poço após o controlador Ter encontrado o ponto ótimo de Trabalho- Experimento I Figura Tela inicial de simulação de um poço de gás lift sem o uso do controlador Experimento II Figura Simulação do poço após o controlador Ter encontrado o ponto ótimo de Trabalho- Experimento II Figura Tela inicial de simulação de um poço de gás lift sem o uso do controlador Experimento III Figura Simulação do poço após o controlador Ter encontrado o ponto ótimo de Trabalho- Experimento III... 50

9 v

10 Lista de Tabelas v Tabela 5.1. Comparação das principais variáveis de um poço de gás lift simulado com o software TraceLift não acoplado x acoplado ao controlador... 51

11 vi

12 vi Relação de Símbolos e Abreviaturas A b A v BSW CLP D DDC ESC G fa G fb IP IPR K c Área do fole (bellow) Área do orifício da válvula Percentual de Água no Fluído Controlador Lógico Programável Profundidade dos canhoneados (área fraturada do reservatório para possibilitar o fluxo do fluido produzido) Direct Digital Control Estação de Supervisão e Controle Gradiente dinâmico médio acima do ponto de injeção de gás Gradiente dinâmico médio abaixo do ponto de injeção de gás Índice de produtividade Inflow Performance Relationship Constante de proporcionalidade K o Constante para manter o Set Point ótimo (K o = 10-5 ) kick-off Descarga de um poço L Profundidade da válvula operadora MV Nova P wf OV Packer P e PID P r P r ref P r max P r min P sat P bt P t P wf P wf ref Manipulated Variable Nova Pressão de fluxo no fundo do poço (kgf/cm²) Abertura da Válvula Peça de vedação da coluna de produção com o tubo de revestimento Pressão estática (kgf/cm²) Proporcional Integral Derivativo Pressão de revestimento (kgf/cm²) Pressão de revestimento de referência (kgf/cm²) Pressão de revestimento máxima (kgf/cm²) Pressão de revestimento mínima (kgf/cm²) Pressão de saturação (kgf/cm²) Pressão de gás no fole na temperatura da profundidade de assentamento da válvula Pressão na coluna de produção na profundidade da válvula (kgf/cm²) Pressão de fluxo no fundo do poço (kgf/cm²) Pressão de fluxo no fundo do poço de referência (kgf/cm²)

13 vii P wh PV P v Q gi q L q Lmax RGL SCADA SP Tubbing Pressão de fluxo na cabeça do poço (kgf/cm²) Process Variable Pressão de gás no espaço anular, na profundidade da válvula (kgf/cm²) Vazão de gás injetado (Mm³/d) Vazão de líquido (m³/d) Vazão de líquido máxima (m³/d) Razão Gás Líquido Sistema de aquisição de dados Set Point Coluna de produção UPN-37 Poço de Upanema 37 UTR Unidade Terminal Remota

14 viii SUMÁRIO O método de elevação por gás lift contínuo é o principal método de elevação artificial utilizado, principalmente, para produção em poços submarinos devido a sua robustez e a larga faixa de vazão que o poço pode produzir. Há um grande percentual de poços produzindo sob este mecanismo no Brasil. Este tipo de método de elevação apresenta algumas características próprias, sendo uma delas sua dinâmica lenta devido aos transientes e outra é a existência de uma correlação entre a vazão de gás injetado e a vazão de óleo produzido. Controladores eletrônicos têm sido utilizados para realizar ajustes em alguns parâmetros do poço e melhorar a eficiência de injeção de gás lift. Este trabalho apresenta um sistema inteligente de controle automático da injeção de gás, baseando-se em regras de produção, que busca manter os poços equipados para gás lift contínuo produzindo o maior tempo possível, nas condições ótimas de operação e que faz os ajustes automáticos necessários quando ocorre alguma perturbação no sistema. Mostra-se que é possível, utilizando o sistema inteligente apresentado, exercer o controle da pressão de fluxo no fundo do poço (P wf ) através da manipulação da abertura da válvula de controle de superfície.

15 ix ABSTRACT The continuous gas lift method is the main artificial lifting method used in the oil industry for submarine wells, due to its robustness and the large range of flow rate that the well might operate. Nowadays, there is a huge amount of wells producing under this mechanism. This method of elevation has a slow dynamics due to the transients and a correlation between the injected gas rate and the of produced oil rate. Electronics controllers have been used to adjust many parameters of the oil wells and also to improve the efficiency of the gas lift injection system. This paper presents a intelligent control system applied to continuous gas injection in wells, based in production s rules, that has the target of keeping the wells producing during the maximum period of time, in its best operational condition, and doing automatically all necessary adjustments when occurs some disturbance in the system. The author also describes the application of the intelligent control system as a tool to control the flow pressure in the botton of the well (P wf ). In this case, the control system actuates in the surface control valve.

16 Dedico esse trabalho aos meus pais, Reginaldo e Celina, à minha esposa, Suzana, e às minhas filhas, Rafaela, Erika e Corina. x

17 xi AGRADECIMENTOS A Deus pela saúde e inspiração para realização desse trabalho. Ao meu orientador, o Professor D.Sc. André Laurindo Maitelli pelo incentivo, empenho e profissionalismo durante o desenvolvimento a elaboração deste trabalho. Ao meu co-orientador, o Engenheiro M.Sc. Edson Henrique Bolonhini pelas inúmeras sugestões que enriqueceram este trabalho, pela paciência, pelo empenho e profissionalismo. À Empresa Petróleo Brasileiro S.A, pela oportunidade concedida. Ao Engenheiro Luiz Sérgio da Petrobras pelo incentivo e colaboração. Aos colegas da Petrobras especialmente ao Dirno, Jaime, Renato, Rogério, Salvador e Sandra pelo incentivo e colaboração. A todos os colegas e professores do Programa de Pós-Graduação em Engenharia Elétrica da Universidade Federal do Rio Grande do Norte, pela colaboração. Aos colegas Ewerton Moura e João Maria da UFRN pela valiosa colaboração. A todos, enfim, que direta ou indiretamente contribuíram para o sucesso desse trabalho. Às minhas filhas, Rafaela, Erika e Corina, e a minha esposa Suzana, que dividiram comigo, com paciência e compreensão, todas as alegrias e angústias deste desafio.

18 1 CAPÍTULO 1 INTRODUÇÃO

19 2 O método de elevação artificial por gás lift é largamente utilizado na produção de petróleo. Baseia-se na redução do peso da coluna de óleo, dentro do poço, através da injeção de gás no fundo do mesmo, [13]. É um método relativamente barato, simples de instalar e requer menos manutenção quando comparado a alternativas, tais como bombeio centrífugo submerso, bombeio mecânico e bombeio por cavidade progressiva. Um poço equipado para produzir por gás lift contínuo necessita ser analisado com freqüência, pois seu desempenho está estreitamente relacionado às condições de produção do reservatório e às características de fluxo, aspectos estes que podem variar ao longo da vida produtiva da instalação. Esta análise é normalmente realizada a partir da caracterização dos fluidos produzidos, das tubulações de superfície e sub-superfície e da utilização de procedimentos de cálculo para determinação das perdas de carga do escoamento multifásico, desde o fundo do poço até o tanque de armazenamento. Há algum tempo essa análise era dificultada por utilizar ábacos e cálculos manuais. Hoje, com o uso de computadores, de simuladores de fluxo multifásico e de curvas de modelagem de comportamento de reservatórios, informações sobre o comportamento do poço podem ser obtidas como função de alterações em suas condições de produção. O processo, no entanto, além de trabalhoso, não é preciso, pois utiliza modelos empíricos ou semi-empíricos para descrever o comportamento de reservatório, do fluxo multifásico e das trocas térmicas, além de requerer ajuste individual para cada poço, [3]. O gás injetado na coluna de produção provoca a redução da densidade média dos fluidos dentro dela, reduzindo o gradiente de pressão em seu interior. É possível, com isso, reduzir a pressão de fluxo no fundo do poço (P wf ), o que permite aumentar a vazão de líquido produzido pelo reservatório. Uma injeção excessiva de gás, no entanto, pode anular este efeito e reduzir a eficiência do método de elevação. Assim, há uma razão ideal entre volume de gás injetado e volume de líquido produzido conforme mostra a figura 1.1. De uma maneira geral, pode-se afirmar que para cada poço, a cada momento, existe uma vazão ótima de injeção de gás que resulta na melhor condição de produção. Embora um poço possa estar adequadamente dimensionado no início de sua vida produtiva, com o passar do tempo mudanças no sistema de produção, tais como: alterações da pressão ou do índice de produtividade do reservatório, da fração de água produzida, da temperatura ambiente, do eventual acumulo de condensado no espaço anular, da redução no diâmetro na coluna de produção (tubbing) devido a deposição de parafina, podem desestabilizar sua condição operacional. A monitoração contínua de seu comportamento é, portanto, aconselhável para que se mantenha a melhor condição de produção. Um bom ajuste na quantidade de gás injetado, além de maximizar a produção de óleo, reduz os gastos com energia para compressão do gás.

20 3 Vazão de líquido (ql) em m³/d q L P r P w Pressão de revestimento ( P r ) em PSI Pressão de fundo do poço (Pwf) em PSI Vazão de gás Mm³/d Figura 1.1. Curvas de desempenho de gás lift. Usando um controlador eletrônico, onde algumas dessas variáveis possam ser adquiridas e analisadas, ajustes podem ser realizados no sistema de modo a produzir resultados ótimos. Controladores eletrônicos têm provado ser efetivos na manutenção otimizada da produção, [2]. Este trabalho apresenta um sistema de controle automático para o gerenciamento da injeção de gás em um poço com gás lift, visando otimizar a relação entre o volume de óleo produzido e o consumo de gás injetado. O gerenciamento da quantidade de gás a ser injetado é feito através do controle da pressão de revestimento do poço por meio de um algoritmo de controle especificamente desenvolvido que permite, também, coleta e armazenamento de dados. São utilizados, para tanto, dois sensores de pressão - um para a pressão de fundo e outro para a de revestimento - e um CLP (Controlador Lógico Programável) que comanda a posição da válvula controladora de injeção de gás.

21 4 O princípio do controle é buscar a mínima pressão de fluxo no fundo do poço (P wf ) sempre que haja perturbação no sistema, ou por conveniência do operador. O valor ideal de P wf, num dado momento, será determinado automaticamente, pelo sistema inteligente a partir dos resultados obtidos quando da variação da P r (pressão de revestimento) entre P r min (pressão que garanta a menor vazão de gás através da válvula de gas lift que mantenha o poço estável) e P r max (pressão acima da qual haverá abertura de alguma válvula de descarga), conforme figura 1.2, [5]. P r max Vazão de líquido em m³/d P r min q L P r P wf Pressão de revestimento ( P r ) em PSI Pressão de fluxo no fundo do poço ( Pw f ) em PSI Vazão de gás Mm³/d Figura 1.2 Comportamento da P wf em função da variação da P r As condições iniciais e os valores de P r max e P r min são obtidos de um simulador numérico que, através de dados conhecidos gera informações sobre as condições de operação do poço, fornecendo uma P wf teórica que servirá como referência inicial para o controlador. O presente trabalho está dividido da seguinte forma: a partir do capítulo 2, são mostrados aspectos gerais sobre o método de elevação artificial por gás lift contínuo, são apresentados dois simuladores numéricos para predição de comportamento de poços operados por este método, e é proposto um controlador para estes poços. A proposta de controle é aplicada a um poço simulado e os resultados obtidos são apresentados para análise e conclusões.

22 . 5

23 5 CAPÍTULO 2 MÉTODO DE ELEVAÇÃO POR GÁS LIFT CONTÍNUO

24 INTRODUÇÃO Neste capítulo são discutidos alguns conceitos necessários para o entendimento do método de elevação por gás lift contínuo GÁS LIFT Gás lift é um método de elevação de fluidos usado depois que o fluxo natural do poço cessa, ou para suplementá-lo, onde gás a alta pressão é utilizado para gaseificar o fluido produzido, entre o ponto de injeção de gás até a superfície. É a forma de elevação artificial que mais se assemelha ao processo de fluxo natural, podendo ser considerada uma extensão do processo de elevação natural, [18]. Num poço de fluxo natural, com o fluido subindo para a superfície, a pressão na coluna de fluido é reduzida e o gás sai de solução. O gás livre eleva-se, deslocando o óleo, reduzindo a densidade média do fluido na coluna de produção, reduzindo assim, o peso da coluna de fluido sobre a formação. Esta redução do peso da coluna produz uma pressão diferencial entre o fundo do poço e o reservatório, causando o fluxo de fluidos no poço (figura 2.1). Linha de produção Reservatório Óleo e gás da formação. Figura 2.1. Redução do peso da coluna pela liberação de gás.

25 7 Quando um poço produz água, ou a quantidade de gás livre na coluna é reduzida, a pressão diferencial entre o fundo do poço e o reservatório pode ser mantida corrigindo-se o aumento da densidade média na coluna de produção com injeção de gás, como mostrado na figura 2.2, [1]. Linha de produção Injeção de gás Reservatório Óleo Óleo e e gás gás da da formação formação. Figura 2.2. Redução do peso da coluna pela injeção de gás. Dá-se o nome de gás lift contínuo ao processo onde o gás é continuamente injetado no espaço anular do poço a uma pressão tal que permita penetrar através de um orifício no fundo da coluna de produção.

26 8 Um sistema típico de gás lift contínuo é apresentado na Figura Compressor Vaso Separador Tanque de Armazenamento Válvula de controle CLP Controlador Poço de gás lift Figura 2.3. Sistema típico de gás lift contínuo VANTAGENS E LIMITAÇÕES DO GÁS LIFT CONTÍNUO O gás lift contínuo (GLC) é apropriado para quase todo tipo de poço que requer elevação artificial. Pode ser usado para elevar o óleo artificialmente em poços onde a pressão do reservatório não é mais suficiente para elevar o fluido até a superfície, ou para aumentar a vazão de produção. Usualmente será mais eficiente e menos oneroso para poços que produzem com altas vazões gás-líquido. As vantagens do gás lift podem ser resumidas em: 1. Para um sistema já instalado, o custo de equipamentos é geralmente mais baixo que para outras formas de elevação artificial, particularmente para poços profundos.

27 9 2. Em termos de flexibilidade não pode ser comparado com outro método de elevação. As instalações podem ser projetadas para pequenas ou grandes profundidades, para produzir de um a milhares de barris por dia. 3. A produção pode ser controlada da superfície. 4. A produção de fluido com material abrasivo não afeta os equipamentos de gás lift na maioria das instalações. 5. O pouco movimento relativo entre as partes num sistema de gás lift proporciona uma longa vida útil comparado a outros métodos de elevação. 6. Os custos operacionais são, usualmente, relativamente baixos. 7. O principal equipamento do sistema de gás lift (o compressor de gás) é instalado na superfície, facilitando a inspeção e manutenção. As principais Limitações do gás lift são: 1. Necessidade de gás disponível em altas pressões. Em algumas instâncias, ar, gases de exaustão e nitrogênio podem ser usados, mas são geralmente mais caros e mais difíceis de trabalhar. 2. Uma grande distância entre o poço e a fonte de alta pressão de gás pode limitar seu uso. Esta limitação pode ser contornada, em alguns poços, através do uso de capa de gás como fonte de gás de elevação e o retorno desse gás para a capa dando-se através da injeção em outro poço. 3. O gás misturado ao óleo tem que ser separado e tratado na superfície. 4. Gás corrosivo pode aumentar os custos operacionais, sendo necessário tratá-lo ou secá-lo antes de usá-lo para elevação, [1]. 5. O custo de instalações inicial é alto (considerando-se compressores e linhas de injeção), tornando-se atrativo quando o número de poços cresce VÁLVULAS DE GÁS LIFT As válvulas de gás lift são, fundamentalmente, válvulas de pressão introduzidas entre a coluna de produção e o revestimento. São alojadas em tubos designados de mandris. Uma válvula de gás lift é projetada para permanecer fechada até certas condições de pressões no anular e no tubo. Quando a válvula abre, permite passar por ela gás ou fluido do anular para a coluna de produção. A válvula de gás lift pode também ser arranjada para permitir fluxo do tubo para o anular. A figura 2.4 ilustra uma válvula de gás lift. Os mecanismos usados para

28 10 gerar a força que mantém a válvula fechada são: um fole de metal carregado com gás sob pressão (usualmente o nitrogênio) e/ou uma mola comprimida. Em qualquer caso, a pressão de abertura da válvula é ajustada na superfície, antes de sua instalação no poço. As forças que agem no sentido das válvulas de gás lift abrirem são originadas a partir da pressão no anular e da pressão de fluido no tubo, [17]. Para o cálculo da pressão de fechamento e abertura da válvula duas hipóteses devem ser consideradas: a) A válvula se encontra totalmente fechada (Figura 2.4 a ) 1 R Pvc = Pbt ( ) Pt ( ) 1 - R 1 - R b) A válvula se encontra totalmente aberta (Figura 2.4 b) (2.1) P vo = P bt = P vo ( 1 - R ) P. R Onde: A b = área do fole (bellow) A v = área do orifício da válvula P t = pressão na coluna de produção na profundidade da válvula P v = pressão de gás no espaço anular, na profundidade da válvula P vo = pressão de gás no espaço anular, na profundidade da válvula com a mesma aberta P vc = pressão de gás no espaço anular, na profundidade da válvula com a mesma fechada P bt = pressão de gás no fole na temperatura da profundidade de assentamento da válvula R = A v /A b t (2.2) P bt.a b P bt.a b Espaço anular A b Coluna de produção Espaço anular A b Coluna de produção P v (A b -A v ) P v (A b -A v ) A v A v P t.a v P t P t.a v P t Revestimento Revestimento a) Válvula fechada b) Válvula aberta Figura 2.4. Válvula de gás lift.

29 ASPECTOS ECONÔMICOS A primeira consideração na seleção de um equipamento de elevação artificial é que o equipamento selecionado atinja a produção desejada no custo mais econômico por unidade de produção. Um estudo de elevação artificial para um poço ou um grupo de poços deverá ser baseado nas características do reservatório. O gás lift contínuo, por exemplo, é o método ideal de elevação em campos onde a manutenção da pressão de reservatório se dá através da injeção de gás. Desde que uma estação de compressão e linhas de alta pressão já estejam instaladas no campo, um equipamento adicional para colocar um poço com gás lift custa muito pouco comparado com alguns outros tipos de equipamentos de elevação. O baixo custo operacional associado ao gás lift é enfatizado ainda para poços profundos, poços que produzem areia, alta razão gás líquido (RGL) e poços com mudança de profundidade de elevação MECANISMOS DE PRODUÇÃO Os reservatórios de petróleo podem ser classificados de acordo com o mecanismo de manutenção de pressão aos quais estão submetidos e há três tipos básicos: Mecanismo gás em solução Dá-se nos casos em que o óleo no reservatório, possui gás em solução. À medida que o óleo vai sendo produzido, a pressão interna do reservatório vai reduzindo e, como conseqüência, os fluidos lá contidos se expandem. Ainda devido à redução da pressão, o volume dos poros diminui em função da compressibilidade efetiva da formação. O processo é contínuo, de modo que a produção de fluido provoca redução de pressão, que acarreta a expansão de fluidos e redução dos poros, que por sua vez resulta em mais produção. Devido à baixa compressibilidade dos fluidos e da formação, a pressão do reservatório cai rapidamente até atingir a pressão de saturação do óleo. A partir daí as reduções de pressão, ao invés de provocarem apenas expansões dos líquidos, provocam também a vaporização das frações mais leves do óleo. À medida que a pressão cai, os hidrocarbonetos vão se vaporizando e o quê inicialmente eram apenas algumas bolhas dispersas no meio do líquido, começam a aumentar até formar uma fase contínua. Nesse tipo de mecanismo a energia se esgota rapidamente, fazendo com que a produção caia muito cedo para vazões antieconômicas

30 como apresentado nas Figuras 2.5 e 2.6, [18]. É geralmente considerado o menos efetivo tipo de mecanismo de recuperação. 12 Óleo e gás Reservatório Figura 2.5. Mecanismo Gás em Solução. Percentual da pressão original do reservatório Produção Razão gás óleo Razão gás óleo em pés³ por bbl Óleo produzido em percentual do original Mecanismo de Capa de Gás Figura 2.6. Curvas de performance típica para reservatório de gás em solução. O segundo tipo de mecanismo para movimentação de hidrocarbonetos depende da energia armazenada no gás do reservatório. Alguns reservatórios contêm mais gás do que pode estar dissolvido no óleo sob pressão e temperatura. O excesso de gás, em função de sua menor densidade, eleva-se para o topo do reservatório e forma uma capa de gás sobre o óleo.

31 13 Essa capa de gás é uma fonte importante de energia porque o gás se expande, ocupando os espaços porosos anteriores ocupados por líquido e gás produzido. Como o gás tem uma compressibilidade muito alta, a sua expansão ocorre sem que haja queda significativa da pressão. Como pode ser visto nas Figuras 2.7 e 2.8, [18]. O mecanismo de capa de gás é mais eficiente que o de gás em solução, mas apresenta, ao longo da vida produtiva, altas razões Gás-líquido de produção. Gás Óleo e gás Reservatório Figura 2.7. Mecanismo capa de gás. Percentual da pressão original do reservatório Produção Razão gás óleo Razão gás óleo em pés³ por bbl Óleo produzido em percentual do original Figura 2.8. Curvas de performance típica para reservatório capa de gás.

32 14 Mecanismo de influxo de água. Quando a formação contém um reservatório de água uniformemente poroso e contínuo, com uma grande área, em contato com o reservatório de óleo, esta grande quantidade de água representa uma grande fonte de energia que pode ajudar na produção de óleo e gás mantendo a pressão do reservatório praticamente inalterada com a produção, mas apresentando produção de água crescente com o passar do tempo. As figuras 2.9 e 2.10 ilustram o mecanismo chamado Influxo de Água, [18]. O Mecanismo de influxo de água é o mais eficiente dos processos de recuperação de óleo. Óleo e gás Reservatório Água Figura 2.9. Mecanismo influxo de água. Percentual da pressão original do reservatório Produção Razão gás óleo Razão gás óleo em pés³ por bbl Óleo produzido em percentual do original Figura Curvas de desempenho típicas para reservatório influxo de água.

33 DESEMPENHO DE UM POÇO DE PETRÓLEO O desempenho de um poço é determinado por inúmeros fatores. Os principais são o fluxo através do reservatório até o poço e o fluxo na coluna de produção, do fundo do poço até a superfície. O fluxo no reservatório é influenciado pelas características do reservatório tais como: pressão, permeabilidade e composição do fluido. O fluxo na coluna é função do tipo de equipamento de elevação utilizado. O fluxo no reservatório é usualmente expresso em termos de produtividade, que indica a relação entre a produção de líquido e a pressão de fluxo no reservatório. Uma das maneiras de expressar a produtividade do poço é com o Índice de Produtividade (IP), que é a relação entre a vazão de líquido (q L ) produzida e o diferencial de pressão entre a pressão estática (P e ) e a pressão de fluxo no fundo do poço (P wf ). IP q P - P L = (2.3) e wf Assim, a produtividade pode ser expressa por q = L (Pe - Pwf ) IP (2.4) A relação acima é denominada IPR (Inflow Performance Relationship). Considerando que o índice de produtividade permaneça constante, independente da vazão de líquido a IPR se apresenta como uma reta, conforme figura P wf IPR Figura Curva IPR modelo linear ql / ql max Este modelo de IPR só se aplica aos casos em que não há presença de gás livre no reservatório. A presença de gás livre no meio poroso diminui a permeabilidade relativa ao

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