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Tipologia: Notas de estudo
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Pf = Pressão de fundo do poço em kg/cm 2 h= Profundidade da formação produtiva em metros. ρ= Densidade do líquido em kg/dm 3 Visto que h não pode variar, pode-se agir apenas sobre a pressão Pfintegrando-a com a instalação de uma bomba, ou reduzindo a densidade do fluido produzido injetando um fluido mais leve, tal como o gás. A finalidade de qualquer sistema de elevação é criar uma determinada pressão na entrada do tubing , de maneira que o reservatório possa responder e produzir a vazão esperada. Para a seleção destes equipamentos, devem ser levados em conta os seguintes fatores: Características do poço ligadas ao reservatório, do poço propriamente dito e dos fluidos; Plano de longo tempo para recuperação de fluidos do reservatório através do poço; Facilidade de superfície; Locação ou placa; Fonte de energia disponível; Problemas operacionais; Tipo de completação; Automação; Pessoal operacional; Disponibilidade de serviços; Economia.
É um método de elevação artificial que utiliza a energia contida em gás comprimido para elevar fluidos (óleo e/ou água) até a superfície. O gás é utilizado para gaseificar a coluna de fluidos (gas-lift continuo) ou simplesmente para deslocá-la (gas-lift intermitente) de uma determinada profundidade até a superfície. É um método muito versátil em termos de vazão (1 a 1.700 m3/d), de profundidade (até 2.600 metros, dependendo da pressão do gás de injeção), e é propício para poços que produzem fluidos com alto teor de areia, elevada razão GOR, além de exigir investimentos relativamente baixos para poços profundos.
Custo inicial do equipamento é geralmente menor que dos outros meios de elevação artificial; Pode ser utilizado em áreas de produção onshore e offshore ; Manuseia grandes volumes de óleo em poços de grande produtividade; Pode-se manusear grandes volumes de sólidos existentes nos fluidos produzidos sem muitos problemas; Não apresenta problemas em poços direcionados; É o mais indicado para poços com GOR alta, nos quais o emprego de métodos de bombeio implicariam uma baixa eficiência volumétrica e problemas operacionais.
O gás para elevação nem sempre está disponível; Não é eficiente na elevação em pequenos campos ou em campos de um poço, se foremrequeridos equipamentos para comprimir; Difícil de elevar emulsões e óleos viscosos; Problemas com resíduos nas linhas de superfície; Problemas com segurança devido ao gás em alta pressão.
É similar a elevação natural, baseia-se na injeção contínua de gás a alta pressão na coluna de produção com o objetivo de gaseificar o fluido desde o ponto de injeção até a superfície. A figura 1 ilustra, esquematicamente, o funcionamento de uma instalação deelevação artificial por GLC.Até certos limites, aumentando-se a quantidade de gás na coluna de produção diminui-se o gradiente médio de pressão, com consequente diminuição da pressão de fluxo no fundo e aumento de vazão. O gás é injetado na coluna de produção de forma controlada e contínua. Na superfície, o controle da injeção de gás no poço é feito através de um regulador de fluxo, ou choke.
Aplicável em poços de produtividade relativamente alta; Método padrão e versátil com excelente continuidade operacional; Figura 1 - Gas-lift contínuo.
reservatório. Não necessita de válvulas para controle de injeção de gás intermitente. Necessita de válvulas para controle de injeção do gás intermitente na coluna de produção. Controle de injeção feito somente na superfície. Controle de injeção realizado na superfície e subsuperfície. TABELA 1 -DIFERENÇA ENTRE OS MÉTODOS.
A Figura 3 apresenta um esquema de poços equipados para produzir por gas-lift. Este sistema é composto por: Fonte de gás a alta pressão (compressores); Controlador de injecção de gás na superfície ( choke ou motor valve ); Controlador de injecção de gás de subsuperfície (válvulas de gas-lift ); Equipamentos para separação e armazenamento dos fluidos produzidos (separadores, tanques, etc.). Figura 3 - Sistema de gas-lift.
As válvulas de gas-lift são, fundamentalmente, válvulas diferencias reguladoras de pressãointroduzidas entre a coluna de produção e o revestimento para: Facilitar a operação de descarga do poço“ kick-off ”, isto é, a retirada do fluido de amortecimento (válvulas de descarga); Controlar o fluxo de gás, do espaço anular para o interior da coluna de produção em profundidades predeterminadas(válvulas de descarga e operadora). O método de operação e o tipo de instalação são largamente influenciados pelo tipo de válvulas usadas. As válvulas de gas-lift são distintas pela sensibilidade à pressão do casing e/ou do tubing necessária para abri-laou fechá-la. Desta forma, teremos três categorias de válvulas de acordo com sea pressão do casing ou do tubing tem o maior impacto na abertura da válvula.Esta sensibilidade é determinada pelo modelo mecânico da válvula porque é a pressão aplicada a maior área da válvula que controla a operação da válvula. Pela simplicidade, classificam-se os seus principais tipos em: fluid – operated valve e casing pressure – operated valve.
As válvulas de gas-lift são assentadas na bolsa lateral do mandril (figura 4). Uma primeira distinção destas válvulas qualifica os seus tipos em “ tubing retrievable ” e “ wirelineretrievable ”. As suas principais diferenças podem ser observadas na tabela 2.
Assentamento Descidas e retiradas com o tubing. Por meio de uma operação de wireline usando uma ferramenta especial (kick-overtools). Vantagens Não criam obstruções na coluna de produção. Podem ser extraídas sem precisar retirar o tubing. Desvantagens É necessário retirar o tubing para a sua extração. Algumas destas válvulas criam obstruções na coluna de produção dificultando a passagem de equipamentos pelo poço. TABELA 2 -DIFERENÇA ENTRE TIPOS CONFORME O ASSENTAMENTO.
Figura 5 - Pressure operated valve.
Nestas válvulas o orifício está exposto à pressão do casing e o fole à pressão do tubing. Mais do que um elemento flexível, estas válvulas apresentam uma mola e um domo opcional carregado de forma a aumentar a força de fecho das mesmas. O domo é carregado apenas quando altas pressões de ajuste da válvula são requeridas de modo a suplementar a força da mola. Neste caso, pela área do fole ser maior, é a pressão do tubing que controla a operação destas válvulas. Por esta razão são chamada s fluid – operated valves (operadas pela pressão do fluido). Figura 6 - Fluid operated valve.
A figura 7 mostra detalhadamente o esquema de uma casing pressure – operated valve. Trata-se de uma válvula de elemento único para qual pretende-se calcular as pressões de abertura e fecho. Para tal, certas equações de balanço de pressão são requeridas.
Figura 7 – Pressure operated valve na posição de fechamento. A força que tende a fechar a válvula é: Onde: Pd = Pressão do domo (psi); Af = Área do fole (pol 2 ). A força que tende a abrir a válvula é igual a: Onde: Pc = Pressão do casing (psi); Ao = Área do orifício ou da haste (pol 2 ); Pt = Pressão do tubing (psi). Equacionando estes termos, obtém-se uma expressão para a pressão do casing ( Pc ) que abrirá a válvula: Onde:
Choke - Válvula de controlo de fluxo, de abertura gradual com sentido preferencial de escoamento (unidirecional). GLC - Gas-lift contínuo. GLI - Gas-lift intermitente. GOR -Razão Gás/Óleo. IP - Índice de produtividade. Kick-off - Descarga de um poço. Mandril - Componente da coluna de produção que serve para alojar a válvula de gas-lift. Motor valve- Válvula utilizada na superfície que tem por finalidade controlar a vazão de gás usado na elevação por gas-lift intermitente. Offshore- Costa afora; operado ou que se localiza no mar. Onshore -Terra firme; região da plataforma continental. Packer- Equipamento que promove a vedação do espaço anular entre a coluna e o revestimento de produção. Slug- Porção de líquido que se escoa entre duas bolhas de gás. Standing valve- Válvula que permite a transmissão de pressão em um único sentido (também chamada por válvula de pé). Tubing -Tubo utilizado no poço para conduzir os fluidos do reservatório à superfície. Wireline - Operações com cabo. 1
