Sistema de Bombeio Submarino Do Campo de Jubarte

Centro Universitário Vila VelhaEspírito S anto CENTRO UNIVERSITÁRIO VILA VELHA CURSO DE ENGENHARIA DE PETRÓLEO GELSON HERALDO NICO FILHO SISTEMA DE BOMBEIO SUBMARINO DO CAMPO DE JUBARTE VILA VELHA 2007 GELSON HERALDO NICO FILHO SISTEMA DE BOMBEIO SUBMARINO DO CAMPO DE JUBARTE Trabalho de Conclusão de Curso apresentado ao Curso de Engenharia de Petróleo do Centro Universitário Vila Velha, como requisito parcial para obtenção do Grau de Bacharel em Engenharia de Petróleo. Orientador: Prof. M.Sc. Henri Fiorenza de Lima. VILA VELHA 2007 GELSON HERALDO NICO FILHO SISTEMA DE BOMBEIO SUBMARINO DO CAMPO DE JUBARTE Trabalho de Conclusão de Curso apresentado ao Curso de Engenharia de Petróleo do Centro Universitário Vila Velha, como requisito parcial para a obtenção do Grau de Bacharel em Engenharia de Petróleo. Aprovado em Vila Velha, 07 de novembro de 2007. COMISSÃO EXAMINADORA ___________________________________________ Prof. M.Sc. Henri Fiorenza de Lima Centro Universitário Vila Velha Orientador ___________________________________________ Prof. M.Sc. Francisco Augusto Tavares Borges Centro Universitário Vila Velha ___________________________________________ Eng. M.Sc. Cézar Augusto Monteiro Siqueira Gerente Setorial de Elevação e Escoamento PETROBRAS/UN-ES/ATP-JUB-CHT/EE A Deus por ter me dado forças para chegar até aqui. Aos meus pais e toda minha família que sempre acreditaram em mim. . À minha esposa Tássia por estar sempre ao meu lado nos momentos em que precisei. dos quais tive o privilégio de adquirir conhecimentos que levarei por toda a minha vida. pelo incentivo. A todos os professores do curso de Engenharia de Petróleo da UVV. Aos colegas Cézar Augusto Monteiro Siqueira. Alessandro Almeida Santos e todos da gerência de Elevação e Escoamento de Jubarte. pela receptividade. que me incentivaram bastante e que estavam sempre a disposição para me ajudar. paciência e colaboração no desenvolvimento desse trabalho. Aos colegas da Plataforma de Cação.AGRADECIMENTOS Ao Prof. . Henri Fiorenza de Lima. seriedade e disposição com que orientou este trabalho. Giovani Colodette. É melhor tentar. que sentar-se fazendo nada até o final. que em conformidade viver. que preocupar-se e ver a vida passar. embora louco."É melhor tentar e falhar. que em dias tristes em casa me esconder. Eu prefiro na chuva caminhar. ainda que em vão.. Prefiro ser feliz." Martin Luther King .. O desenvolvimento dessas tecnologias permitiu que no caso de uma eventual falha do equipamento. Já a utilização do gas lift como método alternativo visa à redução das perdas de produção em caso de falha do BCSS. Para isso. Foram realizadas várias simulações em um poço fictício com características semelhantes aos do Campo de Jubarte e os resultados servem para uma comparação desse método com o gas lift contínuo. a produção do poço não cessasse. instalado dentro de poço e o Alojador de Bomba no Leito Marinho (ABLM) com o seu respectivo Módulo de Bombeio (MOBO). características.RESUMO Este trabalho descreve todas as fases do Plano de Desenvolvimento do Campo de Jubarte. e apresenta o método de elevação artificial conhecido como Bombeio Centrífugo Submerso Submarino BCSS. O desenvolvimento do ABLM e do MOBO busca a redução de custos na intervenção dos poços. Palavras-chave: Elevação Artificial. também. explicando como o mesmo está inserido nesse Plano. BCSS. entre eles o BCSS de alta potência e alta confiabilidade. dimensionamento. . exemplificando que tanto o BCSS convencional instalado no poço quanto a jusante da ANM são mais eficientes em relação aquele método. suas aplicações. Gas lift. Aborda. A utilização desse tipo de método de elevação artificial foi escolhida devido às características dos fluidos produzidos em Jubarte e pelo fato dos métodos por bombeamento apresentarem uma capacidade de elevação superior aos demais. pois também seria possível operar por meio do gas lift contínuo (GLC). partes integrantes e novos sistemas desenvolvidos pela Petrobras que estão sendo testados atualmente. os poços foram equipados com mandril e válvula operadora. sizing. . showing that both conventional ESP inside the wellbore and ESP installed downstream Wet X-tree are more efficient than gas lift.ABSTRACT This work describes all the phases of the Development Plan of the Jubarte Field. it approaches its integrant applications. Some simulations in a fictitious well with similar characteristics to the ones of Jubarte Field had been performed and the results allow to compare both methodologies. For this. among them the high power and reliability ESP installed inside the wellbore and the ESP on the Seabed inside a Pumping Module. The use of this type of artificial lift method was chosen due to the characteristics of fluids produced in Jubarte. Also. The development of these technologies allows. ESP. Keywords: Artificial lift. that the production of the well goes on by means of the gas lift. and to the fact of the pumping presents higher production potential when compared to the gas lift. explaining as it is inserted in this Plan. the wells had been equipped with mandrels and orifice gas lift valves. Gas Lift. characteristics. parts and the new systems developed for Petrobras that is being currently tryied. and presents the artificial lift methodology known as Electrical Submersible Pump (ESP). The development of the Pumping Module Assembly seeks the cost reduction in workover operations. in case of eventual damage of the equipment. The use of the gas lift as a back up method aims at the reduction of the losses of production in case of pump failure. .........................Curva de IPR para o modelo linear. .................................. ......................LISTA DE FIGURAS Figura 1 ...............................56 Figura 27 ...........................Separador de gás estacionário........................................Etapas do Fluxo na Produção de Petróleo.................33 Figura 8 ................Intake Standard.............49 Figura 22 ................51 Figura 24 ............................57 Figura 28 .............47 Figura 21 ..37 Figura 13 ..........34 Figura 10 ................... ...........32 Figura 7 .........BCS no rathole do poço horizontal...................54 Figura 26 ................34 Figura 9 ......... ..................... ..........................Esquema da Fase 1...41 Figura 16 ......30 Figura 6 . ....50 Figura 23 ....23 Figura 2 ...................Princípio do método BCSS instalado no poço................37 Figura 12 ...........Combinação entre a curva de IPR e a curva de TPR..... ......Instalação com gas lift contínuo....Localização do Campo de Jubarte..................Esquema do poço RJS-211..Válvula de gas lift com o mandril....26 Figura 4 ..................25 Figura 3 ......................... ....................................58 Figura 29 .......... ........................................................................Principais componentes de um BCS......................................Módulo de Bombeio da P-57..........................................Sistema BCSS de Alta Potência (1200 HP) e Alta Confiabilidade...............................38 Figura 14 ..........................................................Projeto da P-57......................................Princípio de funcionamento do método gas lift......................................Tipos de protetor do BCSS......................................................................Configuração tubing mounted........................................... ..........Princípio do método BCSS Instalado fora do poço...............................35 Figura 11 .......58 Figura 30 ....Configuração do Sistema de Produção utilizado no Teste de Longa Duração...........45 Figura 19 ......................................................41 Figura 15 ...............FPSO Presidente Juscelino Kubitschek...BCS na seção tangente do poço horizontal................47 Figura 20 .................................42 Figura 17 ...................................Sistema BCS completo montado em um poço com completação seca...Curva de IPR para o modelo de Vogel............Separador de gás centrífugo.................................................. .......................................59 ....................................Seção do Reservatório de Jubarte...........43 Figura 18 .................... .......Projeto esquemático da Fase 2.............................BCS na seção vertical de um poço horizontal..... ..................................................................................... ................................................... ......27 Figura 5 ...Motor do BCSS do poço JUB-06......................................................................53 Figura 25 ..................................... ...........................1 com BCSS instalado fora do poço.............84 Figura 54 ............................................................................................................76 Figura 47 ..66 Figura 39 ...............62 Figura 34 .................................Estágios de um bomba centrífuga...................85 Figura 55 ........................................................................................................ ......86 Figura 56 .............................Detalhes de Montagem do Alojador (ALBM).Figura 31 ............................. .................79 Figura 49 .......... ...75 Figura 46 ................................................. ..... ..........61 Figura 33 ...................66 Figura 38 ...........87 Figura 58 ....Conjunto Módulo de Bombeio e base...............................................................80 Figura 50 ...... ....................88 ..............73 Figura 44 . ............. ....Esquema das válvulas da ANM/MOBO......... ........ . .Caixa de junção da BCSS.87 Figura 57 .........Poço P.....................Principais componentes da BCSS do JUB-02......................Seção transversal do UEH integrado com CP da PRYSMIAN..........Produção do poço P-1 com o BCSS convencional....Cabeças de descarga das BCSS do Campo de Golfinho.......................74 Figura 45 .............................................64 Figura 36 .......................................................Poço P-1 com gas lift...77 Figura 48 ........... .....67 Figura 40 ...Manuseadores da BCSS do Campo de Golfinho.............................................Curva de performance de uma bomba de BCS.72 Figura 43 ................IPR do poço P-1........União ajustável (swivel)......Base Adaptadora de Bombeio (BAB).............................................................82 Figura 52 .......Poço P-1 com BCSS instalado no fundo do poço................................................................60 Figura 32 ................................................................... .................................70 Figura 41 .......63 Figura 35 ................. .................................................Curvas-tipo da bomba utilizada.......Perfil de pressão do BCSS instalado fora do poço..................65 Figura 37 .....Conjunto de fundo do BCSS.........Poço JUB-02...Perfil de pressão do BCSS instalado no poço................Exemplos de cabo elétrico.......Gráfico com as produções de líquido dos métodos estudados....................71 Figura 42 .......Perfil de pressão do gas lift......Desenho da Base Adaptadora de Bombeio (BAB)........Produção do poço P-1 com o BCSS instalado fora do poço..................88 Figura 59 .......Influência do BSW na produção por gas lift...81 Figura 51 .....................................83 Figura 53 ...................... ............DHSV com proteção para cabo.................. ................1 com BCSS convencional.............Produção do P-1 com o BCSS instalado fora do poço......83 Tabela 5 ........79 Tabela 3 ....................44 Tabela 2 ..LISTA DE TABELAS Tabela 1 .Comparativo das produções dos métodos de elevação artificial...............................................81 Tabela 4 ........................... ............................................Resultados das simulações para o gas lift.Produção do P....Fases do Desenvolvimento do Campo de Jubarte....86 ........Dados do poço fictício P-1.............85 Tabela 6 ...................... . ............ Barril Barris Por Dia Bombeio Centrífugo Submerso Submarino Basic Sediments and Water Exploração e Produção de petróleo e gás natural Floating Production Storage and Offloading (Feet.6ºC e 1 atm) metro cúbico por dia Society of Petroleum Engineers Tubing Performance Relationship . Equivale a 12 pol=0.Pé) Unidade de comprimento.3048 m Poço Horizontal Poço Horizontal Partilhado Diâmetro Interno Índice de Produtividade Inflow Performance Relationship Jubarte Módulo de Bombeio Diâmetro Externo Pressão Estática do Reservatório Pressão de Saturação Pressão de Fundo em Fluxo Razão Água-óleo Razão Gás-líquido Remotely Operated Vehicle Bomba Centrífuga Submersa Submarina Montada em Skid Standard (15.LISTA DE ABREVIATURAS ABLM ANM AOFP BAB BAP Bbl BPD BCSS BSW E&P FPSO FT HA HPA ID IP IPR JUB MOBO OD Pe Psat Pwf RAO RGL ROV S-BCSS Sm³/d SPE TPR Alojador de Bomba no Leito Marinho Árvore de Natal Molhada Absolute Open Flow Potential Base Adaptadora de Bombeio Base Adaptadora de Produção Blue Barrel. ........2 O Sistema BCS .......3 FASE 2 .......................33 3...............................4 ESTRUTURA DO TRABALHO .........38 3................................................16 1.................29 3.................46 4.....................FPSO PRESIDENTE JUSCELINO KUBITSCHEK (P-34)..............23 3..........SUMÁRIO 1 INTRODUÇÃO ..................................17 2 REVISÃO BIBLIOGRÁFICA.................5..........................FPSO P-57 .......................................................................1...........1 Objetivo Geral..................52 5......29 3.............................................27 3..........................................5.............36 3.................................................................1 FLUXO NO MEIO POROSO.................................5 BOMBEIO CENTRÍFUGO SUBMERSO .40 4 DESENVOLVIMENTO DO CAMPO DE JUBARTE .................53 5.........4 ELEVAÇÃO ...................................................................................................19 3 REFERENCIAL TEÓRICO...................................................................1...2 FASE 1 ...........5.............6 GAS LIFT CONTÍNUO............................................................................2 PRESSÃO DISPONÍVEL ............................................5..................................................42 4.......................1 Motor ......................1 OBJETIVOS..........15 1............................................15 1.........................................................................BCS ......................26 3.................................1 TESTE DE LONGA DURAÇÃO E FASE PILOTO ...........22 3.2 Objetivo Específico .............5.........................................................................................................................................................1 Histórico....................................................49 5 BOMBEIO CENTRÍFUGO SUBMERSO SUBMARINO DO POÇO JUB-06.5 Vantagens e Desvantagens do Método................14 1...............3 METODOLOGIA .........................................................................16 1.............44 4..................................................................24 3...........................54 ..................................................4 Princípio de Funcionamento ....................3 PRESSÃO REQUERIDA ...................................................................................................................................................................31 3......15 1..3 Aplicações .......................................2 JUSTIFICATIVA......................1............................................1 PRINCIPAIS EQUIPAMENTOS DE SUB-SUPERFÍCIE DO JUB-06 .................................... .................6 Cabo Elétrico ............................................84 7..........................................1...............................1 Poço com Gas Lift...........................................................................................................................................78 7....4 Quadro de Comandos...................1.....................................................................................................56 5..........................5 Cabeça de Descarga ....................................................57 5.......................................................2..............................................69 5.............................1...........................3 BOMBA CENTRÍFUGA SUBMERSA SUBMARINA .........2.........................................................3 Caixa de Junção .....1...............................86 8 CONCLUSÃO ...............94 ........3 Intake.........................68 5................2 BCSS Instalado no Fundo do Poço ....................2 Protetor .......................1........................................2 Variador de Frequência .........................60 5..........1.........82 7......................................71 6.....................91 GLOSSÁRIO.............................1........63 5.................................................70 6 ALOJADOR DE BOMBA NO LEITO MARINHO COM MÓDULO DE BOMBEIO DO POÇO JUB-02 ......................................................4 Análise dos Resultados.........80 7.................................................................70 5......1..........................76 7 ESTUDO DE CASO ............................................................67 5.........................1....................2 EQUIPAMENTOS DE SUPERFÍCIE........................................................3 BCSS Instalado Fora do Poço.......4 Bomba Centrífuga de Múltiplos Estágios ......................90 8...............2...........2 MÓDULO DE BOMBEIO ...................................................1......80 7......2..................................................75 6....................1 SUGESTÕES PARA TRABALHOS FUTUROS........................................................63 5........................................1 BASE ADAPTADORA DE BOMBEIO ...............................................................................7 Outros Componentes de Sub-superfície.....................1 DESCRIÇÃO DOS SISTEMAS DE PRODUÇÃO ...............72 6...5.........................1 Transformador.......68 5........................ 14 1 INTRODUÇÃO Atualmente as empresas petrolíferas têm buscado cada vez mais antecipar a produção dos campos, devido ao alto valor do petróleo no mercado mundial. Assim os métodos de elevação artificial são de extrema importância para essa antecipação, pois otimizam e mantém a produção dos poços, mesmo com o declínio da pressão no decorrer dos anos. Diversos métodos de elevação artificial são utilizados no mundo todo. Na Petrobras, principalmente em poços offshore com completação molhada, o mais utilizado é o gas lift contínuo. Porém, desde 1994, a empresa está utilizando um novo método que vem apresentando grandes resultados: esse método é o Bombeio Centrífugo Submerso Submarino. O Bombeio Centrífugo Submerso Submarino (BCSS), trata-se de um método de elevação artificial, composto por uma bomba centrífuga de múltiplos estágios, operada por um motor de fundo, que recebe a energia elétrica através de um cabo que vai até o fundo do poço. O motor transforma a energia elétrica em energia mecânica e a transfere para a bomba. A bomba, por sua vez, transfere essa energia para o fluido, através do acréscimo da pressão, elevando-o até a superfície. Embora apresente algumas características desfavoráveis em relação ao gas lift contínuo, o BCSS possui uma capacidade de elevação superior a esse método. Em alguns casos o uso dessas bombas pode aumentar o potencial de produção em até 50%, quando comparado com outros métodos. Esse sistema evoluiu bastante, criando condições seguras e eficientes de operação em locais e aplicações cada vez mais desafiadoras, como em águas profundas e para óleos pesados. Inicialmente foram desenvolvidos BCSS de alta potência e alta confiabilidade, porém outras alternativas foram desenvolvidas para que o BCSS ficasse fora do poço, facilitando, assim, uma futura intervenção, pois não seria necessário uma sonda de completação para intervir no poço, que tem um custo 15 muito elevado, necessitando apenas um barco de apoio, que poderia retirar essa bomba facilmente, com apoio de um Remotely Operated Vehicle (ROV). Outra tecnologia desenvolvida é que o poço também poderia ser completado com uma coluna para elevação por gas lift. Assim, caso o BCSS apresentasse problemas, poderia utilizar o gas lift contínuo como método alternativo de elevação artificial, minimizando assim as perdas de produção. E nesse contexto o Campo de Jubarte foi escolhido para teste de novas tecnologias, entre elas o BCSS de alta potência e alta confiabilidade e o Alojador de Bomba no Leito Marinho (ABLM) com o Módulo de Bombeio (MOBO), que são objeto de estudo desse trabalho. 1.1 OBJETIVOS 1.1.1 Objetivo Geral O objetivo geral desse trabalho é apresentar a tecnologia conhecida como Bombeio Centrífugo Submerso Submarino (BCSS), suas aplicações, suas características, seu dimensionamento, suas partes integrantes e os novos sistemas desenvolvidos pela Petrobras que estão sendo testados atualmente. 1.1.2 Objetivo Específico O objetivo específico proposto neste trabalho é mostrar os diferentes modelos de sistema de bombeio submarino aplicados no Campo de Jubarte, sistemas esses conhecidos como BCSS de alta potência e alta confiabilidade, instalado no poço 7JUB-06 HA e o Alojador de Bomba no Leito Marinho (ABLM) com o Módulo de Bombeio (MOBO), utilizado no poço 7-JUB-02 HPA, comparando-os em termos de seu desempenho. 16 1.2 JUSTIFICATIVA O grande desafio, atualmente, para a elevação artificial do Campo de Jubarte é produzir óleo pesado em águas profundas. Assim, após estudos e simulações verificou-se que os métodos por bombeamento são os mais eficientes. Desse modo será estudada a utilização do BCSS convencional e a disponibilidade da tecnologia de BCSS a jusante da ANM com os seguintes objetivos: Reduzir o tempo de interrupção da produção por falha ou substituição de BCSS; • • • • Evitar trabalhos de workover no poço; Poder produzir por gas lift contínuo enquanto se aguarda recurso para substituição da BCSS; Evitar o uso de sondas; Maximizar a produção do óleo pesado, característico deste Campo. • Assim, a realização desses estudos sobre o BCSS pode agregar valor a essa escolha e confirmar sua viabilidade técnica e econômica perante os métodos convencionais utilizados, como o gas lift contínuo. 1.3 METODOLOGIA A metodologia empregada neste trabalho é a descrição do desenvolvimento do Campo de Jubarte e das tecnologias empregadas na elevação do petróleo produzido nesse Campo, que vai desde os primeiros conceitos até a melhor configuração do método de elevação artificial, conhecido como Bombeio Centrífugo Submerso Submarino, utilizando técnicas inovadoras, softwares e grande conhecimento do corpo técnico da Petrobras no assunto. Referencial Teórico: pesquisa de bibliografia sobre o Campo de Jubarte e o BCSS em publicações como livros, artigos técnicos e também utilização de softwares; . os objetivos. apresentando como cada autor contribuiu para a realização do mesmo. No capítulo seguinte é mostrado o referencial teórico que serviu como base da monografia. nele são mostradas todas as etapas do projeto bem como as características de cada uma dessas fases.4 ESTRUTURA DO TRABALHO Neste primeiro capítulo é apresentado o método de elevação artificial conhecido como BCSS empregado pela Petrobras em poços submarinos. Conclusão: baseada nos resultados e técnicas empregadas. a metodologia e a estrutura do trabalho. as evoluções desse método e a escolha do Campo de Jubarte para teste de novas tecnologias. Redação da Monografia: formatação no padrão de Trabalho de Conclusão de Curso do curso de Engenharia de Petróleo proposto pelo Centro Universitário Vila Velha. 1. Desenvolvimento Técnico: confirmação da viabilidade técnica e eficiência do BCSS em comparação a outros métodos de elevação artificial. apresentação das alternativas desenvolvidas na busca da melhor concepção do método e comparativo das vantagens e desvantagem desse sistema no desenvolvimento do Campo de Jubarte. No capítulo 2 é feita uma revisão bibliográfica a respeito do tema desse trabalho. apresentação das características e partes integrantes do BCSS dentro do poço e à jusante da ANM. São apresentados. No capítulo 4 é apresentado o desenvolvimento do Campo de Jubarte. a justificativa.17 Conceituação do Problema: verificação de cenários e da respectiva aplicabilidade da solução. também. apresentando desde os conceitos iniciais da elevação do petróleo até as características do BCSS e do gas lift contínuo. o capítulo 8 apresenta as conclusões e recomendações pertinentes aos sistemas demonstrados. são apresentados. serão demonstradas as simulações realizadas no simulador PIPESIM® em que foi feita uma comparação entre o gas lift contínuo. respectivamente. Por último é apresentado um glossário onde constam os termos apresentados na monografia. o BCSS convencional instalado no poço e o BCSS a jusante da ANM. ressaltando as características técnicas e construtivas desses sistemas. Concluindo o trabalho. .18 Nos capítulos 5 e 6. os componentes da BCSS convencional e do ABLM e MOBO. No estudo de caso do capítulo 7. Esse simulador é capaz de representar o comportamento dinâmico de sistemas de BM e avaliar numericamente diversos parâmetros relevantes ao mesmo. Apresentaram os diversos desafios técnicos que foram superados e o status do desenvolvimento dessa tecnologia. em sua monografia apresentou os conceitos básicos da elevação artificial e descreveu todo o sistema de BCS. Ribeiro et al (2005). alta RGO e MTBF maiores. Watters & Norman (1998). equipados com elevação artificial por bombeio mecânico (BM). Economides. Nascimento (2005). em sua dissertação propôs um simulador computacional para poços de petróleo com trajetória vertical. demonstrou entre outros o principio de funcionamento. através das equações utilizadas em estudos de fluxo no meio poroso. permitindo a fácil visualização de diversos fenômenos pertinentes ao processo. Desse modo colaborou com as curvas de IPR e TPR e conceituou o AOFP (Absolute Open Flow Potential). entre eles o BCSS. . para óleos pesados. apresentaram na sua literatura os diversos tipos de completação para poços equipados com sistemas de elevação artificial. aplicação e principais equipamentos desse sistema.19 2 REVISÃO BIBLIOGRÁFICA Santos (2005). em seu trabalho descreveram o desenvolvimento da tecnologia do BCSS. em seu livro define os fatores para a melhor escolha de um método de elevação artificial. como ela está sendo usada em poços cada vez mais profundos. Conceitua o método conhecido como gas lift contínuo e apresenta os detalhes construtivos do BCSS. equipamentos mais potentes. definindo assim os locais de instalação do equipamento e como cada local influencia na eficiência do método. em seu artigo modelou as curvas de IPR. Thomas (2004). Vogel (1968). 20 Bezerra et al (2004). a partir da Fase Piloto. em sua monografia. no leito marinho. avaliação e definição da estratégia de desenvolvimento do Campo de Jubarte. Fukai et al (2007). teste. possibilitando um negócio de sucesso. Daher Jr et al (2007). Lorensini (2007). Rodrigues et al (2005). apresentou as duas alternativas testadas pela Petrobras no Módulo 2 do Campo de Golfinho. no seu artigo descreveram as principais modificações e adaptações feitas na P-34 para prepará-la para os novos desafios de tratamento do óleo pesado produzido no Campo de Jubarte. Apresentaram também outras concepções de BCSS no leito marinho que foram testadas e que vem sendo desenvolvidas pela Petrobras. apresentaram o desenvolvimento do método conhecido como BCSS em Alojador de Bomba no Leito Marinho (ABLM) com Módulo de Bombeio (MOBO). onde o conjunto de BCSS foi instalado fora do poço. A primeira foi a instalação da BCSS integrada a um Módulo de Bombeio (MOBO) em um furo revestido no leito marinho e a segunda foi a utilização do BCSS montado em um skid (S-BCSS). e também as expectativas dos poços para a Fase 2. em seu trabalho descreveram por inteiro o processo de descoberta. Dando ênfase ao uso da tecnologia que proporcionou a produção do óleo mais pesado em águas profundas no Brasil. Detalharam todos os desafios enfrentados e inovações propostas e implementadas para a Fase 1 do desenvolvimento do Campo. descreveram em detalhes a tecnologia identificada e as soluções de trabalho para construir um sistema de produção para produzir óleo pesado em águas profundas e ultra-profundas. localizado no estado do Espírito Santo. Colodette et al (2007). a garantia de escoamento e aspectos enfrentados pela Petrobras na explotação do óleo pesado do Campo de Jubarte. Foram apresentadas as . apresentaram em seu trabalho uma revisão sobre a elevação artificial. também no leito marinho. . ressaltando as modificações sofridas em relação ao MOBO instalado no campo de Jubarte.21 características de projeto e instalação do MOBO de Golfinho. As características dessa etapa são fluxo monofásico e escoamento em redes. horizontal e troca térmica alta. como será tratado neste trabalho envolve. maior gasto de energia para deslocamento vertical e baixa troca térmica. desde os • canhoneados até o fundo do mar (cabeça do poço). basicamente. Essa etapa está relacionada com as características do reservatório. conforme o caso. . As características dessa etapa são tubulação fortemente inclinada. A Figura 1 mostra cada uma destas etapas. Elevação: representa o fluxo ascendente do fluido do poço. e do óleo. quatro etapas distintas. densidade.22 3 REFERENCIAL TEÓRICO O fluxo na produção de petróleo. como porosidade. Coleta: representa o fluxo do fluido desde o fundo do mar até o As • separador da plataforma. que se localiza próximo à superfície. através de um oleoduto ou gasoduto. características dessa etapa são maior gasto de energia por atrito no trecho • Exportação: representa o fluxo da plataforma até o navio aliviador ou até um terminal de recebimento de óleo e/ou gás. como viscosidade. sendo elas: Recuperação: representa o fluxo do fluido presente no reservatório até • o interior do poço. etc. permeabilidade. 2005) (1) . multiplicado pelo índice de produtividade (IP).1 FLUXO NO MEIO POROSO O fluxo no meio poroso é influenciado pelo diferencial de pressão (∆P) entre a pressão estática (Pe) e a pressão de fundo em fluxo (Pwf). O ∆P é importante para a vazão de produção (Q). ∆P = (Pe – Pwf). Assim.Etapas do Fluxo na Produção de Petróleo.23 Figura 1 . Fonte: Santos (2005) 3. pois a mesma é obtida através desse diferencial de pressão. definida pela Equação 1. Q = IP ⋅ ( Pe − Pwf ) Onde: Q = Vazão de produção (m³/h) IP = Índice de produtividade ((std m³/d)/(kgf/cm²)) Pe = Pressão estática do reservatório (kgf/cm²) Pwf = Pressão de fluxo no fundo de poço (kgf/cm²) (SANTOS. Para ocorrer o escoamento do fluido do reservatório para o poço é necessário um diferencial de pressão (∆P). e representa o comportamento de um reservatório ao produzir o óleo através do poço. é a pressão resultante de um sistema depois de terem sido descontadas as perdas de carga de um ponto qualquer até outro. Desse modo é possível comparar a “capacidade” de produção de um poço pelo seu IP. . Para um reservatório heterogêneo a IPR pode diferir de um poço para outro. e para valores de Pwf menores que Psat (Equação 3). A Inflow Performance Relationship (IPR) é a pressão disponível no poço na profundidade do canhoneado. pois um poço de IP alto tem melhores características de fluido e/ou melhores características de rocha e se for submetido à um mesmo diferencial de pressão que um poço de IP baixo. (SANTOS. 2005) 3. modelada por Vogel (1968). ela é aproximadamente uma parábola. diferentemente das outras variáveis. para projetar o diâmetro das tubulações. como o próprio nome diz.2 PRESSÃO DISPONÍVEL A pressão disponível. As Figuras 2 e 3 mostram as curvas de IPR para os casos acima. 2005) A curva de IPR é linear (Equação 2) para valores de Pwf maiores que a pressão de saturação (Psat). possui um valor constante para cada poço e é influenciado pelas características da rocha e do fluido que será escoado. PLISGA. (LYONS. e para escolher um método de elevação artificial mais adequado a essas características. apresentará uma vazão maior. Este gráfico é muito útil para estimar o IP do poço. O IP é a grandeza que representa a qualidade do reservatório e do fluido em questão. A curva de IPR é definida geralmente no gráfico da vazão na superfície contra a pressão de fluxo no canhoneado (Pwf).24 O IP (índice de produtividade). esta vazão não é alcançada. (NASCIMENTO.Curva de IPR para o modelo linear.8 ⋅  ²  AOFP  Pe   Pe  (3) . 2005) Q  Pwf   Pw  = 1 − 0. Fonte: Nascimento (2005) O AOFP (Absolute Open Flow Potential) é o ponto onde as curvas de IPR interceptam o eixo de vazão. pois na prática não é possível reduzir a pressão de fluxo no fundo a zero.25 Pwf = Pe − Q IP (2) Figura 2 . Este ponto representa a máxima vazão teórica do reservatório para pressão de fluxo zero.2 ⋅  − 0. Porém. 26 Figura 3 . Para uma pressão especificada da cabeça do poço. Plotando a IPR e a TPR no mesmo gráfico. as curvas variam com pressão da cabeça de poço. PLISGA. para um dimensional dado da tubulação. Fonte: Nascimento (2005) 3. Porém existe um diâmetro crítico que . (LYONS. Desse modo. o maior diâmetro da coluna e a maior vazão podem ser obtidos.3 PRESSÃO REQUERIDA A pressão requerida é a pressão necessária para vencer todas as perdas de carga de um ponto qualquer até outro. A curva da TPR é conseguida através de um gráfico da vazão contra a pressão de fluxo. um índice de produção máxima estabilizada pode ser estimada.Curva de IPR para o modelo de Vogel. 2005) As curvas de pressão requerida (TPR) são usadas para determinar a capacidade de produção do poço. A Tubing Performance Relationship (TPR) é a pressão requerida no poço na profundidade do canhoneado e pode ser definida como o comportamento do poço em relação ao fornecimento de pressão aos fluidos do reservatório à superfície. Também. as curvas de TPR variam com o diâmetro da tubulação. 2005) A Figura 4 apresenta o comportamento da curva TPR em relação à IPR. possibilitando que os fluidos alcancem a superfície sem auxílio de qualquer método artificial. São conhecidos como poços surgentes ou que produzem por elevação natural. Quando as duas curvas se cruzam o poço é surgente e produz à vazão obtida por essa intercessão. é possível achar a menor pressão de cabeça de poço para um mais alto índice de produção.27 limita esse índice. tem-se a necessidade de fornecer energia (pressão) ou diminuir as perdas de carga. (LYONS. Figura 4 . traçadas para a profundidade do reservatório (canhoneado). no início da vida produtiva do poço. a pressão do reservatório é elevada. Quando a pressão do reservatório não é mais suficiente para elevar os fluidos do fundo do poço até a superfície.4 ELEVAÇÃO Geralmente. diminuindo uniformemente a capacidade do poço.Combinação entre a curva de IPR e a curva de TPR. Assim utilizam-se equipamentos específicos para . Com os dados do tamanho da coluna. Fonte: Nascimento (2005) 3. PLISGA. 2004. p. diâmetro do revestimento. São exemplos desse método o Bombeio Mecânico (BM). disponibilidade de energia. basicamente. (THOMAS. equipamento disponível. Pneumáticos: quando se utiliza a injeção de gás em algum ponto da • coluna de produção com a finalidade de diminuir a densidade dos fluidos.28 fornecer essa energia. A elevação artificial tem. custo operacional. viscosidade dos fluidos. pessoal treinado. dois métodos. acesso aos poços. distância dos poços às estações ou plataformas de produção. profundidade do reservatório. Dos métodos acima os mais utilizados para poços offshore são o gas lift e o BCS. razão gás-líquido. Bombeamento: quando se utiliza algum tipo de bombeio para fornecer • uma redução da pressão de fundo para a elevação do fluido até a superfície. Bombeio por Cavidades Progressivas (BCP) e Bombeio Centrífugo Submerso (BCS). produção de areia. assim é necessário um conhecimento de todos eles para ser feita uma escolha correta. mesmo quando esta é viável naturalmente. investimento. Como exemplo tem-se o Gas lift Contínuo (GLC). sendo eles por bombeamento ou pneumático. mecanismo de produção do reservatório. vazão. diminuindo assim as perdas de carga deste até a superfície causada pela coluna hidrostática. entre outros. . A seleção do melhor método de elevação artificial para um determinado poço ou campo depende de vários fatores.209) Todos os métodos possuem vantagens e desvantagens. segurança. Os principais a serem considerados são: número de poços. A elevação artificial pode ser utilizada também para maximizar a produção. Essa definição é conhecida como elevação artificial. Esse sistema que foi instalado a 86 m de lamina d’água e a 500 m da plataforma fixa de Carapeba 1. Atualmente está sendo utilizada uma nova concepção do sistema. (SANTOS. os custos e riscos envolvidos ainda são muito altos tornando o método. 2005) Após a operação com sucesso desse sistema. a utilização do primeiro motor elétrico em conjunto com uma bomba centrífuga submersa foi feita em 1916.5. a Petrobras instalou pela primeira vez na história da indústria do petróleo uma bomba centrífuga submersa num poço submarino.29 3. que foi o primeiro BCSS em um poço de águas profundas.BCS 3. Porém. que consiste no tempo médio decorrido desde o momento de entrada em operação até o momento em que ocorre uma falha. 2005) Desde o início o BCS era utilizado para a produção em poços com completação seca. Em junho de 1998. assim em alguns casos. que seria a produção em águas profundas e com grandes distâncias entre o poço e a plataforma. ou seja. No ano de 1926. Desse modo. que na média mundial é de aproximadamente dois anos. e muitas vezes a quilômetros de distância da unidade produtora. a Petrobras decidiu traçar um novo alvo para essa tecnologia. operou continuamente por dois anos e dez meses sem necessidade de manutenção. O mesmo estava localizado no Campo de Albacora Leste numa profundidade de 1109 m e foi . a Phillips Petroleum desenvolveu o BCS para utilização em poços de petróleo. a maioria em terra. Um indicador importante para medição desses custos é o Mean Time Between Failures (MTBF). que consiste no BCS com completação molhada. teve início a operação do poço RJS-477.5 BOMBEIO CENTRÍFUGO SUBMERSO . Esse novo conceito foi chamado de BCSS (Bombeio Centrífugo Submerso Submarino). inviável economicamente.1 Histórico Historicamente. em outubro de 1994 no poço RJS-211 do Campo de Carapeba. pois apresentavam menores custos de intervenção. onde o fluido bombeado foi a água. a árvore de natal não está mais na plataforma e sim no leito marinho. (RIBEIRO et al. uma terceira alternativa estudada foi a instalação de módulos de BCSS sobre uma base metálica (skid). também acoplada à BAP. 2005) . 2005) A Figura 5 mostra o esquema do poço RJS-221 e da Plataforma Fixa de Carapeba. (RIBEIRO et al. e a quarta foi a instalação de um módulo de BCSS em alojador. o risco de perda de produção devido à parada do equipamento. sendo o BCSS instalado sobre a BAP. Tal módulo é instalado dentro de uma estaca oca que pode ser cravada por gravidade. (RODRIGUES et al. Esse sistema foi tirado de operação após operar por três anos e meio ininterruptamente. Desse modo as alternativas foram as seguintes: a primeira delas foi a instalação de um BCSS acoplado ao conjunto BAP/ANM.30 interligado à plataforma P-25. por perfuração ou jateamento.Esquema do poço RJS-211. Fonte: Ribeiro et al (2005) Para melhorar os índices de MTBF e diminuir. a segunda alternativa estudada foi instalar uma bomba multifásica com um comprimento de 6 m. assim. Figura 5 . a Petrobras desenvolveu várias pesquisas para que o BCSS ficasse fora do poço. e da bomba propriamente dita. Vários acessórios também integram o sistema BCS. Outras. Intake ou admissão da bomba trata-se da entrada do fluido na bomba.31 Dessas tecnologias a que foi mais adequada foi a utilização do BCSS em Alojador no Leito Marinho. 3. podendo ser intake1 ou separador de gás. devido às características que serão apresentadas no decorrer desse trabalho. 1 . o qual recebe o suprimento de energia através de um cabo elétrico e que aciona o eixo da bomba. 2005) A Figura 6 mostra um poço terrestre equipado com BCS. da admissão que é por onde entra o fluido para a bomba. dependendo da situação individual do poço. de um transformador e um quadro de comando. (SANTOS. de um cabo elétrico. porém. da seção do selo (ou protetor) evita a contaminação do motor pelo fluido do poço.2 O Sistema BCS O sistema de Bombeio Centrífugo Submerso (BCS) é composto do motor elétrico. não foram abandonadas. apenas estão em estudo de viabilidade técnicoeconômica.5. como redução de custos com workover e utilização de conjuntos de maiores diâmetros sem necessidade de aumento no diâmetro do poço. e está localizado na parte inferior da mesma. Sistema BCS completo montado em um poço com completação seca. (BRADLEY.32 Figura 6 . na presença de fluidos agressivos. que vai desde poucos barris por dia até grandes vazões que podem chegar a dezenas de milhares de barris por dia. . outros materiais resistentes são utilizados. 1992) A Figura 7 mostra os principais componentes do sistema BCS. A quantidade de água não influencia no bombeio. pois a mesma pode diminuir a vida útil dos equipamentos devido a abrasividade. Fonte: Thomas (2004) Uma das características do BCS é a grande faixa (range) de operação. O uso de variadores de freqüência possibilita essa grande variação. sendo que. Um dos cuidados a serem tomados é em relação a presença de areia. NORMAN. O seu posicionamento vai depender do tipo de poço. direcional ou vertical). BCS na seção tangente do poço horizontal. Fonte: Santos (2005) 3. BCS no rathole do poço horizontal. . 1998) As Figuras 8. Assim. três configurações são possíveis: 1) 2) 3) BCS na seção vertical de um poço (horizontal.33 MOTOR PROTETOR SEPARADOR BOMBA Figura 7 .5. 9 e 10 mostram as três configurações de completação para o BCS. entre as opções. WATTERS.3 Aplicações O BCS pode ser usado em poços verticais.Principais componentes de um BCS. direcionais ou horizontais. (ECONOMIDES. BCS na seção vertical de um poço horizontal. Fonte: Economides. Norman (1998) Figura 9 . Fonte: Economides. Watters. Watters.BCS no rathole do poço horizontal.34 Figura 8 . Norman (1998) . 2004) A utilização de gravel pack ou filtro de areia é recomendado caso o poço produza fluido com estes minerais. 2005) . é necessária atenção com a RGL. pois provoca falhas prematuras na bomba. Apesar disso. (SANTOS. sob a influência de influxo de água ou recuperação secundária pela injeção de água.BCS na seção tangente do poço horizontal. Fonte: Economides. pois há risco de cavitação das bombas centrífugas. Atualmente. que possuem fluidos com alta viscosidade e altas temperaturas estão sendo produzidos economicamente por esse método de bombeio. devido ao fato dessa condição ser contra-indicada para esse método. os poços com alta Razão Gás-Líquido. Assim eles possuíam alta razão água-óleo (RAO) e baixa razão gás-líquido (RGL). Norman (1998) O Bombeio Centrífugo Submerso era utilizado para poços com altas vazões.(THOMAS.35 Figura 10 . Watters. 4 Princípio de Funcionamento Igualmente. As Figuras 11 e 12 mostram de forma gráfica o princípio do método. sofre um incremento que permite seu escoamento até atingir a plataforma à pressão de separação (Psep).5. quando. . O princípio de funcionamento do BCSS nesses casos é o mesmo do BCSS instalado no poço. onde a pressão cai de forma aproximadamente linear até encontrar a bomba. para produzir os fluidos do fundo do poço na vazão desejada até as facilidades de produção na superfície. como nos outros métodos de elevação artificial. a energia elétrica é transformada em energia mecânica por um motor de sub-superfície. a partir de onde o fluido pode ser bombeado no MOBO instalado no alojador ou ainda no BCSS instalado no skid.36 3. o qual está acoplado à bomba centrifuga. (SANTOS. 2004) O princípio de funcionamento do BCS instalado no poço baseia-se na utilização da energia elétrica que é transmitida para o fundo do poço através de um cabo elétrico. (THOMAS. elevando-o para a superfície. A variação da pressão é mais sensível nos trechos com maior inclinação (coluna do poço e riser). o objetivo do conjunto de fundo é complementar a energia do reservatório. então. Neste local. Neste caso o poço produz com a energia do reservatório até a ANM. 2005) Atualmente está sendo utilizado o BCSS fora do poço. Esta transmite a energia para o fluido sob a forma de pressão. Princípio do método BCSS Instalado fora do poço. nesse caso ocorrerá um fluxo multifásico o que pode ocasionar uma grande quantidade de gás livre na admissão da bomba. dependendo do local onde a bomba for instalada. Já no caso do BCSS instalado no fundo do poço.Princípio do método BCSS instalado no poço. Assim . causando a cavitação. pode-se atingir uma pressão abaixo da pressão de saturação (Psat). Fonte: Santos (2005) No caso do BCSS instalado fora do poço.37 Figura 11 . pode-se ter quantidades de gás livre diferentes. Fonte: Santos (2005) Figura 12 . 5. menor o volume de gás livre. Figura 13 .38 quanto mais próximo do fundo do poço a bomba for colocada. maior será a temperatura e os comprimentos de cabo e coluna de produção. Assim. Fonte: Santos (2005) 3.Princípio de funcionamento do método gas lift. segundo Santos (2005). 2005) Como comparativo do princípio de funcionamento da elevação artificial utilizando o BCSS a Figura 13 mostra graficamente o princípio de funcionamento do gas lift. (SANTOS.5 Vantagens e Desvantagens do Método O BCS possui algumas características que tornam o método mais vantajoso em relação a outras tecnologias. maior a pressão na admissão e. Entretanto. portanto. porém outros fatores são considerados como desvantagens. podem-se citar: . Problema com alta viscosidade. Alta resistência à corrosão. Pouco conhecimento sobre a confiabilidade do fabricante.39 Vantagens: Range de vazão bastante flexível. Requer fonte de eletricidade estável e confiável. Para poços dotados de ANM convencionais tipo GLL. Operação com teor pequeno de areia. . Aplicável a poços profundos. Problema com alta razão gás-líquido. Desvantagens: Custo inicial do sistema relativamente alto. Não requer partes móveis na superfície. Automação. supervisão e controle relativamente simples. • • • • • • • passagem e < 1º/100 ft para assentamento). Limitações de temperatura. Aplicável em poços verticais e horizontais (dogleg < 3º/100 ft para Aplicável a poços com alta RAO. requer a retirada • • • • • • • • de toda coluna de produção para o reparo de qualquer equipamento do conjunto de fundo. 1998) A completação utilizada para o gas lift contínuo contempla o mandril. (THOMAS. (THOMAS. semifechada ou fechada) podem também fazer parte da coluna o packer e a válvula de pé. . pois a diminuição das perdas de carga proporcionam que a pressão de fundo seja suficiente para elevar os fluidos até o separador.6 GAS LIFT CONTÍNUO O gas lift contínuo trata-se de um método de elevação artificial em que se utiliza o gás injetado a alta pressão continuamente no interior da coluna de produção com a finalidade de diminuir a densidade dos fluidos. respectivamente. NORMAN. na extremidade da coluna de produção. que tem a função de alojar a válvula de injeção de gás. O princípio de funcionamento é semelhante à elevação natural. É um método que pode ser utilizado em poços com elevada RGO. assim. as perdas de carga deste até a superfície. Devido à essas características o gas lift contínuo é considerado como um método simples e bastante eficiente para a elevação artificial de campos offshore. 2004) As Figuras 14 e 15 mostram. Dependendo do tipo de instalação (aberta. pode ser utilizado também em poços desviados e não possui partes móveis que podem ocorrer perdas de eficiência no decorrer dos anos. onde existe a produção de areia. as válvulas propriamente dita. que podem ser operadas por pressão ou de orifício. diminuindo. 2004) O gas lift contínuo possui inúmeras vantagens em relação aos métodos de elevação artificial que utilizam o bombeamento. WATTERS. (ECONOMIDES.40 3. um exemplo de instalação com o gas lift contínuo e a válvula de injeção com o mandril. Norman (1998) . Fonte: Economides. Watters.Válvula de gas lift com o mandril. Fonte: Economides.Instalação com gas lift contínuo. Norman (1998) Figura 15 . Watters.41 Figura 14 . 42 4 DESENVOLVIMENTO DO CAMPO DE JUBARTE O Campo de Jubarte está localizado na parte Norte da Bacia de Campos. Esse foi o óleo mais viscoso produzido no Brasil. Fonte: Bezerra et al (2004) O Campo de Jubarte. em lâmina d’água que varia de 1000 e 1500 metros.Localização do Campo de Jubarte. a aproximadamente 77 km do litoral Sul do Estado do Espírito Santo. utilizando-se a completação molhada.1º API) e muito viscoso (3000 cP. no antigo bloco exploratório BC-60. Os reservatórios produtores do Campo são arenitos turbidíticos de idade Maastrichtiano Superior. 2007) . 2004) A Figura 16 mostra a localização do Campo de Jubarte. (DAHER Jr et al. a 20 ºC). que possui reservas de aproximadamente 700 milhões de barris. (BEZERRA et al. possui óleo pesado (17. foi descoberto em janeiro de 2001 através do poço pioneiro 1-ESS-100. pertencentes à Formação Carapebus (Figura 17). Figura 16 . 2007) O Plano de Desenvolvimento (PD) do Campo de Jubarte prevê três fases distintas de produção.43 Figura 17 . Fonte: Daher Jr et al (2007) Após os bons resultados do Plano de Avaliação realizado ao longo do ano de 2002. para obtenção de dados mais completa.Seção do Reservatório de Jubarte. . resumidas na Tabela 1. (COLODETTE et al. a Petrobras declarou a comercialidade do Campo e solicitou junto a Agência Nacional do Petróleo (ANP) a transformação do Teste de Longa Duração (TLD) em Piloto de Produção. 000 bbl/d Produção (UEP) Unidade de Produção Capacidade Capacidade de de Processamento de Óleo 22. DESENVOLVIMENTO DE JUBARTE Nº Poços Produtores Nº Poços Injetores Contenção de Areia Trecho horizontal Método Elevação Principal Método alternativo Configuração (BCSS) Potência do BCSS Tipo de Unidade de Elevação TLD/PILOTO 1 NA Gravel Pack 1070 m BCSS Acima da ANM 900 HP FPSO DP Seillean FASE 1 4 NA Gravel Pack (+/-) 1000 m (2) BCSS (2) GLC GLC (2 poços) 1 Convencional e 1 em Alojador 1200 HP FPSO Turret P-34 60. que conta com sistema de posicionamento dinâmico (DP). (COLODETTE et al.000 bpd 4.44 Tabela 1 .Fases do Desenvolvimento do Campo de Jubarte.000 bpd 300.1 TESTE DE LONGA DURAÇÃO E FASE PILOTO O Teste de Longa Duração (TLD) e a Fase Piloto de Produção iniciados. onde o navio ficava posicionado diretamente acima do poço em profundidade d’água de 1323 m.000 bbl/d Processamento de Líquido Fonte: Colodette et al (2007) 22. respectivamente.000 bbl/dia.000 bbl/d FASE 2 15 7 Gravel Pack (+/-) 1000 m BCSS GLC(até 5 poços) Fora do poço em Alojador 1500 HP FPSO Spread Mooring P-57 180. 2007) . tendo este último se estendido até janeiro de 2006. em outubro e dezembro de 2002.000 bpd 60. tornaram possível a produção de vazões diárias superiores a 22. e utilizando como método de elevação artificial o BCSS. A explotação foi feita através do FPSO Seillean. 2007.2) Esses testes contribuíram para a obtenção de informações sobre o reservatório. Essa tecnologia foi escolhida para as fases posteriores do desenvolvimento do Campo. ID 8.681” ). p. (COLODETTE et al. além de reduzir as incertezas relacionadas ao desempenho do sistema de bombeio submarino e para a avaliação da eficiência da BCSS. O sistema possuía um dispositivo de segurança usado para desconexão de emergência (EDP .Emergency Disconect Package) caso o navio perdesse posicionamento. a uma distância média de 250 metros do poço produtor. sendo que. Fonte: Colodette et al (2007) . acima da árvore de natal. 2007) A Figura 18 mostra o esquema do FPSO Seillean e do BCSS acima da ANM. em um ABLM (Alojador de Bomba no Leito Marinho). o conjunto de bombeio será instalado fora do poço.5/8” (ID 5. com 40m de comprimento. (COLODETTE et al. possibilitando um melhor conhecimento do equipamento e de suas limitações. A produção era através de uma coluna de Drill Pipe Riser de 6. a principal inovação foi a instalação da bomba centrífuga submersível (BCS). no interior de uma cápsula de 9. nas Fase 1 (JUB-02) e Fase 2.45 Para esse sistema de produção.Configuração do Sistema de Produção utilizado no Teste de Longa Duração. Figura 18 .5/8” (47 lb/ft.625”). dois selos mecânicos de proteção. sendo 4 bolsas e 2 labirintos. p. (COLODETTE et al.(COLODETTE et al. uma bomba centrífuga multi-estágio com 21 estágios.2 FASE 1 . cabo elétrico de potência. 2007) Esta Fase considera a interligação individual de poços satélites produtores ao FPSO Presidente Juscelino Kubitschek (P-34 – Antigo Prudente de Moraes).FPSO PRESIDENTE JUSCELINO KUBITSCHEK (P-34) A Fase 1. 2007) A Figura 19 mostra a foto do FPSO Presidente Juscelino Kubitschek. Nessa fase pretende-se avaliar as incertezas relacionadas ao comportamento do reservatório e a eficiência das tecnologias de elevação e escoamento. A entrada para os fluidos (intake) era acoplada ao manuseador de gás. . onde serão obtidos dados para subsidiar o desenvolvimento definitivo da concessão. de Jubarte. 2007. com 450HP cada um. cuja explotação está sendo feita através do FPSO P-34. num total de 6 câmaras.000 barris/dia do óleo pesado de 17º API. sendo que nesta etapa não haverá a injeção de água no reservatório. um manuseador de gás (gas handler). penetradores.2) 4. transformador e um quadro de comando.46 O sistema de BCSS que foi instalado era composto por dois motores elétricos de indução em série. que sofreu modificações para processar 60. foi planejada para servir como uma etapa intermediária. (DAHER Jr et al. variador de velocidade (VSD). além da antecipação da produção. e ficar ancorado a 1350 m de profundidade. 47 Figura 19 . Fonte: Fukai et al (2007) A Figura 20 ilustra o posicionamento dos poços da Fase 1 e seu sistema submarino.Esquema da Fase 1.FPSO Presidente Juscelino Kubitschek. Fonte: Daher Jr et al (2007) . Figura 20 . evitando a utilização de mais uma linha por poço. a fim de se obter informações sobre seu desempenho e para auxiliar na escolha do método mais adequado para o projeto definitivo. . Para tal. Assim. (COLODETTE et al. ao menos até a troca do conjunto de fundo. nessa fase. sendo desmobilizada assim que os seus poços forem remanejados para a P-57. Este remanejamento se dará após a interligação do último poço da Fase 2. diferentes tecnologias de elevação. 2007) Os outros poços da Fase 1 (3-ESS-110 HPA e 7-JUB-04 HP) utilizam o gas lift contínuo como método de elevação artificial. 2007) Uma outra tecnologia implementada na Fase 1 de Jubarte é a utilização dos umbilicais elétro-hidráulicos com cabo de potência integrado para os poços com BCSS. 2007) 1) 2) Conjunto BCSS montado em Alojador de Bomba no Leito Marinho BCSS instalada da maneira convencional. Em ambas as configurações. de 150 kgf/cm². os poços foram equipados com mandril e válvula operadora. O projeto considera a utilização de uma única válvula operadora de orifício e o kick-off através da válvula cross-over existente no bloco da árvore de natal (ANM). (FUKAI et al.0° e 1atm) a uma pressão máxima na descarga. a vazão de gás precisará ser dividida entre os poços. e poço produtor para o poço JUB-06. encapsulada e dentro do (ABLM) para o poço JUB-02. caso C ocorra falha da(s) BCSS(s). O sistema de compressão da plataforma foi dimensionado de forma a atender a elevação com 600 000 Nm3/dia (a 20. serão testados o Bombeio Centrífugo Submerso Submarino (BCSS) e o Gas lift Contínuo (GLC). diminuindo assim os custos com instalação.48 Também serão testadas. 2007) Foi definido que a Fase 1 terá um período de convivência com a Fase 2. numa eventual falha do equipamento. também será possível operar por meio do gas lift contínuo (GLC). Com relação à BCSS optou-se por avaliar duas configurações distintas: (COLODETTE et al. (DAHER Jr et al. Para isso. O óleo processado na Unidade Estacionária de Produção (UEP) deverá ser exportado para terra através de navio aliviador. sendo os 4 poços da Fase 1 (3-ESS-110HPA. 2007) A Figura 21 mostra a maquete da P-57. que será construída na região de Anchieta.000 blpd. todos eles horizontais e interligados através de linhas singelas.49 4. 15 poços produtores. Figura 21 . sendo remanejados para essa unidade e 7 injetores.FPSO P-57 A Fase 2 prevê como Sistema de Produção um FPSO (P-57). Também terá capacidade de compressão de 3 milhões de Std m³/d de gás.000 bopd e de manuseio de líquido de 300. (DAHER Jr et al. (COLODETTE et al. . 2007) A capacidade máxima de processamento de óleo será de 180. Fonte: Fukai et al (2007) A Figura 22 apresenta as principais características da Fase 2. 7-JUB-02HPA.3 FASE 2 . O gás deverá ser encaminhado via gasoduto de 12” para a Unidade de Tratamento de Gás.Projeto da P-57. 7-JUB-04HP e 7-JUB06HB) aproveitados. o BCSS instalado em um Alojador de Bomba no Leito Marinho (ABLM). a uma distância média de 200 metros da ANM e o gas lift contínuo como método reserva. através do poço 7-JUB-02HPA.50 Figura 22 . 2007) A Figura 23 ilustra o Módulo de Bombeio a ser utilizado na P-57 . A potência nominal foi especificada em 1500 HP e serão utilizadas bombas de grande diâmetro.Projeto esquemático da Fase 2. (COLODETTE et al. Esta tecnologia está sendo avaliada e testada ao longo de todo o período de produção da P-34. Fonte: Daher Jr et al (2007) Nesta fase todos os poços utilizarão como método de elevação artificial. fora do poço produtor. É necessário também o acionamento desta válvula para permitir as operações de passagem de pig. Durante a operação de limpeza. A atuação desta válvula bloqueia a admissão da bomba. possibilitando a continuidade da produção por gas lift contínuo em caso de falha e/ou inoperância da BCSS.51 Figura 23 . é obrigatório que o BCSS permaneça desligado. 2005) . (RODRIGUES et al.Módulo de Bombeio da P-57. Fonte: Rodrigues et al (2005) O Alojador de Bomba no Leito Marinho (ABLM) foi projetado de maneira a permitir o by-pass do módulo de bombeio por meio do acionamento remoto da válvula específica para este fim. permitirá a continuidade da operação por meio de gas lift contínuo (GLC). que no caso de uma eventual falha do conjunto de fundo.52 5 BOMBEIO CENTRÍFUGO SUBMERSO SUBMARINO DO POÇO JUB-06 O projeto de elevação do poço 7-JUB-06HA utiliza o Bombeio Centrífugo Submerso Submarino (BCSS) instalado da maneira convencional em uma cápsula dentro do poço produtor. com diâmetro de porta 3/8”. 2007) O projeto prevê também um acompanhamento e análise de desempenho do método no decorrer da Fase 1. injeção química e suprimento de energia para a BCSS. 2007) O JUB-06 está instalado a 1230 m de profundidade e possui como características: motor de 1200 HP.000 bpd. pressão de descarga de 278 kgf/cm². sendo este acompanhamento feito através das variáveis medidas pelo sensor de fundo da BCSS. (COLODETTE et al. além de um Umbilical Eletro-Hidráulico (UEH) integrado com Cabo de Potência (CP) para o controle hidráulico. Estão sendo utilizados dutos flexíveis de 6” para produção e 4” para serviço. O poço foi equipado também com um mandril e uma válvula operadora do tipo orifício. 2007) A Figura 24 mostra o sistema de bombeio do poço JUB-06. (FUKAI et al. faixa de BSW de 0 a 60%. em conjunto com os parâmetros do variador de freqüência (VSD). (COLODETTE et al. . capacidade de 22. Sistema BCSS de Alta Potência (1200 HP) e Alta Confiabilidade.53 Figura 24 . . bomba e cabos elétricos. Os principais equipamentos são: motor. Estes dispositivos estão demonstrados na Figura 25. Fonte: Colodette et al (2007) 5. separador de gás. protetor.1 PRINCIPAIS EQUIPAMENTOS DE SUB-SUPERFÍCIE DO JUB-06 Os diversos equipamentos de sub-superfície que compõem o conjunto de fundo do BCSS do poço JUB-06 estão montados no interior de uma cápsula (configuração tubing mounted) no fundo do poço. cujas características são a alta resistência elétrica e excelente condutividade térmica.54 Figura 25 . Os espaços vazios no interior do motor são preenchidos com óleo mineral dielétrico. PLISGA. o qual opera a uma velocidade de rotação aproximada de 3500 RPM a uma freqüência de 60 Hz. cujo controle de freqüência para variar a rotação é feito através de um variador de frequência (VSD). Fonte:Ribeiro et al (2005) 5. dipolo.1 Motor O motor elétrico é o responsável pela movimentação de todo o sistema do bombeio. fazer a lubrificação dos mancais do motor e promover a refrigeração do rotor. A potência nominal do motor a 60 Hz é de 1200 HP. equalizar a pressão interna e externa do motor. Este óleo tem por finalidade manter a resistência de isolamento do motor elevada.Configuração tubing mounted. de indução. transferindo o calor para o estator. (LYONS.1. 2005) . O motor instalado no JUB-06 é do tipo trifásico. (LYONS. PLISGA.40 e 7. Assim. 2005) O estator é constituído por um conjunto de lâminas de ferro-silício vazadas. essa velocidade não é possível de ser alcançada. admissão da bomba e da bomba.56. dentro da qual existe uma parte estacionária (estator) e uma parte móvel (rotor) montada sobre um eixo. p 16) O rotor é composto por barras de cobre curto-circuitadas na extremidade cortando um cilindro oco laminado. p 17) O calor gerado no motor é transferido para o fluido produzido no poço. formando canaletas longitudinais por onde passa um conjunto de enrolamentos longitudinais (condutores de cobre). de maneira que foi instalada uma camisa de refrigeração (shroud) ao redor do motor. 4. para alcançar a potência requerida pela bomba. protetor e admissão da bomba. Pelo centro dos rotores passa o eixo. 2005) A Figura 26 mostra o esquema do motor do poço JUB-06. que passa pela carcaça do mesmo.75. no formato de uma carcaça tubular de aço carbono. (SANTOS. prensadas entre si.55 Os motores são construídos em quatro diferentes diâmetros (séries) 3. (SANTOS. Nesse caso. 1992) Porém. que recebe o torque do rotor por meio de uma chaveta.38 polegadas. . 2005. potência necessária e profundidade do poço. (BRADLEY. (SANTOS. Os motores são selecionados de acordo com o máximo diâmetro externo (OD). O campo eletromagnético criado pela passagem da corrente elétrica no estator força o rotor a girar. constituindo-se num único eixo. 2005. O eixo que está preso ao rotor conecta-se ao eixo do protetor. A construção do motor pode ser uma única seção ou em série (tandem). Este enrolamento por onde circula a corrente primária é conectada a rede de energia através do cabo elétrico. a velocidade deve ser igual ou superior a 1 pé por segundo (1 ft/s). Enquanto o estator é único o rotor é composto na verdade de vários pequenos rotores separados por mancais intermediários. é necessária uma velocidade mínima para que isso aconteça. 5. Os espaços vazios no estator são preenchidos com resina epóxi de forma a assegurar uma boa isolação e rigidez ao enrolamento. no caso do JUB-06. que cria uma barreira para permitir a expansão térmica do líquido do motor durante a operação e.Motor do BCSS do poço JUB-06. (LYONS. interligando também. enquanto equaliza as pressões do fundo do poço com a pressão interna do motor. ainda. permite a expansão térmica do . PLISGA. evitando diferencial de pressão no protetor.56 Figura 26 .2 Protetor A principal função do protetor. para impedir que os dois se misturem. também conhecido como selo. do fluido do poço. O tipo labirinto usa a gravidade específica do fluido do poço em relação ao óleo do motor. abriga um rolamento de pressão para absorver a pressão axial do eixo da bomba.1. é de isolar o óleo do motor. o selo positivo (bolsa ou fole) e o tipo labirinto. os eixos dos mesmos. isolar o fluido do poço do óleo do motor. (BRADLEY. 1992) Além da função principal o protetor conecta a carcaça da bomba com a carcaça do motor. 2005) O selo positivo é formado por uma bolsa elástica. Fonte: Santos (2005) 5. Existem dois tipos de protetor. 1. Fonte: Solanki et al (2005) 5.57 óleo do motor resultante do calor da operação e da contração térmica do óleo do motor após a parada programada. (LYONS. PLISGA.Tipos de protetor do BCSS. o separador de gás estacionário. 2005) A Figura 27 mostra os tipos de protetor. Existem três tipos de intakes: a admissão de forma simples (Standard) mostrada na Figura 28. (LYONS. PLISGA. 2005) . e o separador de gás centrífugo.3 Intake Intake ou admissão da bomba trata-se do ponto de entrada do fluido na bomba. e está localizado na parte inferior da mesma. Figura 27 . que é utilizada quando o volume de gás livre na entrada da bomba é pequeno. 58 Figura 28 .Separador de gás estacionário. A eficiência desse tipo de separador é baixa. Fonte: Santos (2005) O separador do tipo estático (Figura 29) induz a separação do gás invertendo o sentido de fluxo do fluido. que contem. Na entrada. O gás separado se move para cima e sai pelos orifícios para o anular. O líquido é direcionado para o primeiro estágio da bomba para ser bombeado. ainda. algum gás. (BRADLEY. a reversão do sentido de fluxo do fluido provoca uma pressão mais baixa que permite que o gás se separe. entra no separador e move-se para a parte de baixo.Intake Standard. 1992) Figura 29 . Fonte: Santos (2005) . O líquido. por ser mais leve. sobe pelo centro. porém em uma outra saída próxima à carcaça que leva para o primeiro estágio da bomba. Esta solução permite manusear fluidos com até 35 a 40% de gás livre. A fase líquida por ser mais pesada. (LORENSINI. é forçada para a periferia da carcaça do separador e o gás. O líquido também sai pela parte superior. (SANTOS. como o próprio nome diz. 2005) Figura 30 . Esse separador possui uma excelente eficiência. utiliza a força centrífuga para separar partículas de densidades diferentes. evitando assim que somente gás livre entre na bomba. nas condições de admissão da bomba. devido a sua maior densidade. a depender do modelo. próximo ao eixo. Quando o fluido entra no separador. Fonte: Santos (2005) Nos poços JUB-06 e JUB-02 são utilizados manuseadores de gás que tornam o fluido mais homogêneo.Separador de gás centrífugo. gerada por um impelidor. podendo chegar a até 90 a 95% de separação do gás livre. 2007) . A Figura 31 demonstra os manuseadores semelhantes aos usados nos poços no Campo de Jubarte. minimizando o efeito do gás no rendimento da bomba.59 O separador centrífugo (Figura 30). para o anular. ele é submetido à ação de uma força centrífuga. O gás sai na parte superior através de uma abertura próxima ao centro. 1.Manuseadores da BCSS do Campo de Golfinho.4 Bomba Centrífuga de Múltiplos Estágios O BCSS utiliza uma bomba centrífuga de múltiplos estágios. que determina a vazão a ser bombeada. (LYONS. é determinada a quantidade de estágios necessária para que se forneça a pressão requerida até a superfície. PLISGA. A força centrífuga faz com que o líquido se mova do centro do impelidor para fora. 2005) A bomba é dimensionada levando-se em conta a forma e o tamanho do impelidor e do difusor. fornecendo assim energia cinética (velocidade) ao líquido. já o número de estágios determina a sua capacidade de elevação ou head. (THOMAS. O impelidor é fixo ao eixo e gira na mesma rotação do motor. Assim. . sendo que cada estágio é formado pelo conjunto impelidor (ou impulsor) e difusor. O difusor é estacionário. Fonte: Lorensini (2007) 5.60 Figura 31 . e sua função é redirecionar o fluxo de um impulsor a outro transformando energia cinética em pressão. 2004) A Figura 32 mostra o desenho de um par de estágios de uma bomba centrífuga. Essas curvas são fornecidas por cada fabricante e consideram o bombeio de água. head. Fonte: Santos (2005) As características das bombas como o intervalo recomendado da vazão. (THOMAS. freqüência e potência necessária do motor em função da vazão. são demonstradas através de curvas características ou curvas de performance (Figura 33). Assim.Estágios de um bomba centrífuga. devem sofrer correções quando aplicadas a fluidos com outros valores de densidade e viscosidade.61 Figura 32 . 2004) . eficiência da bomba em função da vazão. Para um correto funcionamento a bomba só deve operar nesse intervalo considerado. caso seja necessário um número de estágios maior.62 Figura 33 . Fonte: Santos (2005) O comprimento final da bomba é determinado pelo número de estágios. (SANTOS. o limite máximo de gás na bomba varia de 10 a 25% em relação ao volume total do fluido bombeado. 2005) O gás livre na entrada é um limitante das bombas centrífugas. associa-se duas ou mais bombas em série (tandem). são utilizadas. A eficiência da bomba situa-se entre 50 e 70%. porém. para não dificultar o manuseio. existe um limite de cerca de 8 metros em cada carcaça. Desta forma.Curva de performance de uma bomba de BCS. Assim. (SANTOS. três bombas em tandem. no máximo. Caso os valores ultrapassem esses limites deve-se utilizar separadores de gás ou então aprofundar a bomba para aumentar a pressão de sucção. Usualmente. 2005) . esse valor é informado nas curvas fornecidas pelos fabricantes. (LYONS. pois a extremidade da coluna de produção é rosqueável e todos os componentes da BCSS são flangeados. PLISGA. Existem duas configurações: cabo redondo que é utilizado em toda extensão. Esse adaptador é necessário.1.5 Cabeça de Descarga A cabeça de descarga é um adaptador para a conexão da BCSS na coluna de produção. (LORENSINI. à exceção do trecho a partir da cabeça de descarga até o motor. onde o espaço anular entre o conjunto de fundo e o revestimento ou cápsula.1.6 Cabo Elétrico O cabo elétrico é do tipo trifásico e tem a função de levar energia elétrica até o motor do BCSS. 2007) A Figura 34 mostra um conjunto de cabeças de descarga similares à que é utilizada no poço JUB-06.63 5.Cabeças de descarga das BCSS do Campo de Golfinho. 2005) As principais partes do cabo elétrico segundo Santos (2005) são: . em geral. Nesse caso utiliza-se o cabo chato. Figura 34 . Fonte: Lorensini (2007) 5. não permite a passagem do cabo redondo. Fonte: Santos (2005) . isolados e enrolados em espiral. é construída de fita metálica intertravada confeccionada em aço galvanizado. • Fitas de Proteção: São fitas encontradas entre o isolamento primário e a jaqueta. de cobre. A Figura 35 mostra os dois tipos de cabo utilizados em aplicações com BCS/BCSS. • Armadura: Protege o cabo contra danos mecânicos durante a instalação. sendo que a barreira de chumbo é indicada para poços com altas concentrações de gás. podendo ser de teflon ou chumbo. É usualmente constituída do mesmo material de que é feito o isolamento.64 • Condutores: O cabo elétrico possui três condutores. trançados ou trançados e compactados. • Jaqueta: Tem a função de dar o formato e proteção ao cabo e proporciona um isolamento adicional secundário. Os condutores podem ser sólidos.Exemplos de cabo elétrico. • Isolamento: É a camada que envolve os condutores. Figura 35 . monel ou aço inox. temperatura e “amperagem” do motor. A escolha é função da profundidade do poço. normalmente. o material pode ser de dois tipos: teflon (termofixo) que resiste a temperaturas de até 96ºC ou EPDM (termoplástico) que suporta temperaturas bem mais altas. Seção transversal do UEH integrado com CP da PRYSMIAN. além de permitir a transmissão de sinais do sensor de fundo. (COLODETTE et al. segundo Colodette et al (2007). foram empregados acessórios especiais de completação para prevenir risco de danos ao cabo. . Fonte: Colodette et al (2007) No caso do JUB-06. necessários de extensão e a rotação da coluna de produção com o conjunto (BCSS) já instalado na coluna. Assim. 2007) Figura 36 . Estes dois umbilicais foram desenvolvidos. (Figura 37).65 Nos poços JUB-06 e JUB-02 estão sendo utilizados um umbilical eletro-hidráulico com cabo de potência integrado (Figura 36). Esse umbilical é responsável pela transmissão de comandos hidráulicos. levar a energia até a BCSS. um pela Prysmian e outro pela Marine. • DHSV com proteção para passagem de cabos (Figura 38). pode-se destacar: Mandril especial de gas lift com proteção para o cabo de potência e União Ajustável com função de swivel para permitir os ajustes • • que permite orientação. 66 Figura 37 . . Fonte: Colodette et al (2007) Figura 38 . Fonte: Colodette et al (2007) A Figura 39 mostra o conjunto de fundo completo.União ajustável (swivel).DHSV com proteção para cabo. do BCSS. entre eles. garantindo a integridade e a continuidade elétrica do sistema. segundo Santos (2005). • Abraçadeiras (Cintas e Clamps) para o Cabo Elétrico: têm a função de fixação do cabo aos tubos.7 Outros Componentes de Sub-superfície Outros equipamentos também foram instalados na sub-superfície do JUB-06. Fonte: Solanki et al (2005) 5.1. pode-se citar: Conectores elétricos: conhecidos como penetradores. são conectores • especiais que têm a função de transpor obstáculos ou barreiras físicas sem comprometer a segurança dos mesmos.67 Figura 39 .Conjunto de fundo do BCSS. . Esses equipamentos são de fundamental importância para todo o sistema BCSS. quadro de comandos. etc).1 Transformador A função do transformador é transformar a tensão gerada na plataforma (460 Volts) na tensão nominal do motor elétrico do BCSS. (THOMAS. revestimento e a coluna de produção. Os principais equipamentos de superfície são: transformador. Existem outros equipamentos que podem ser instalados (válvula de retenção. variador de frequência. caixa de ventilação e cabeça de produção. (THOMAS. assim como em outras instalações offshore.2. existem ainda os equipamentos que são instalados na plataforma. No JUB-06. Eles são colocados abaixo do motor e permitem a aquisição de dados referente ao funcionamento do mesmo.68 • • • Check valve: válvula que tem a função de impedir o fluxo no sentido Packer: têm a função de vedação do espaço anular.2 EQUIPAMENTOS DE SUPERFÍCIE Além dos equipamentos instalados na sub-superfície. 5. eletrônicos usados para fazer o acompanhamento operacional do conjunto. entre o Sensores de pressão e temperatura de fundo: equipamentos descendente. válvula de drenagem. foi utilizado um transformador trifásico a seco (sem óleo para refrigeração). Essa instalação dependerá das características do poço. acrescida das perdas dos cabos elétricos. 2004) 5. 2004) . 2005) O uso do VSD possui vantagens e desvantagens. Introduz perdas elétricas no sistema. (SANTOS. assim. Reduz o fator de potência e aumenta a temperatura no motor. A velocidade de um motor de indução é proporcional à freqüência. podem-se citar: Vantagens: Possibilita maior flexibilidade operacional e otimização da produção. protege os componentes do conjunto de fundo e possibilita uma “partida suave” de todo o sistema BCSS. • • • • • . desse modo se a freqüência de alimentação do motor for variada. sua velocidade também estará sendo variada. com isso a capacidade de todo o sistema BCSS também estará sendo modificada. Necessita refrigeração.2. Reduz a corrente de partida. com a aquisição do VSD. (BRADLEY. É necessário um espaço na plataforma para instalação. assim. segundo Santos (2005). Desvantagens: Maior custo inicial. possibilitando uma partida suave. 1992) A freqüência gerada na plataforma é de 60 Hz. • Otimiza o consumo de energia. • • resultando assim em menores desgastes mecânicos e térmicos nos enrolamentos do motor. possui três funções básicas: modifica a velocidade do BCSS. com o uso de um VSD é possível modificar esse valor.2 Variador de Frequência O variador de frequência ou Variable Speed Drive (VSD).69 5. Figura 40 . 2004) . 2005) A caixa de junção mostrada na Figura 40 permite ainda medições das condições de isolamento e continuidade do cabo elétrico. (THOMAS.70 5. PLISGA. Os principais dispositivos são: chave liga/desliga do conjunto de fundo. evitando assim que o mesmo chegue ao quadro de comando.2. sendo especificado em função da tensão e corrente de trabalho. 1992) O quadro de comandos é construído de forma a resistir a intempéries e está dividido em dois compartimentos: de média e baixa tensão. (LYONS.3 Caixa de Junção A caixa de junção conecta o cabo elétrico vindo do quadro de comando ao cabo elétrico do poço. relés de sobrecarga e subcarga e temporizador. amperímetro registrador. Possui a função de ventilar o gás que possa migrar pelo interior do cabo elétrico. local onde pode causar uma explosão.Caixa de junção da BCSS. (BRADLEY. devido à ocorrência de centelhas. Fonte: Santos (2005) 5.4 Quadro de Comandos O quadro de comandos tem as funções de controle e proteção do sistema elétrico do conjunto de BCSS.2. Poço JUB-02. contando ainda com o gas lift contínuo como método reserva. A maior vantagem obtida com esse tipo de sistema é a redução dos custos com workover. que também mostra a configuração da interligação do poço/BCSS. O ABLM é composto de uma Base Adaptadora de Bombeio (BAB) e um Módulo de Bombeio (MOBO) montados em um furo revestido afastado pouco mais de 200 m do poço produtor. Uma outra vantagem do ABLM é que o mesmo viabiliza o uso de conjuntos de fundo de maior potência e maior diâmetro. Existe ainda a possibilidade dessa instalação e recuperação serem executadas através de cabo sem necessidade do uso de embarcação dotada de sonda. Fonte: Colodette et al (2007) A grande inovação desse sistema é a instalação e recuperação do MOBO no fundo do mar sem necessidade de uma intervenção no poço produtor com retirada da coluna. sem a necessidade de aumentar o diâmetro de poço. (COLODETTE et al.71 6 ALOJADOR DE BOMBA NO LEITO MARINHO COM MÓDULO DE BOMBEIO DO POÇO JUB-02 O método de elevação artificial escolhido para o poço JUB-02 foi o Bombeio Centrífugo Submerso Submarino montado em Alojador de Bomba no Leito Marinho (ABLM). 2007) P-34 JUB-2HP BAB ANM GLL ABLM ABLM POÇO POÇO PRODUTOR PRODUTOR Figura 41 . A utilização de operação a cabo está ainda em fase . conforme visto na Figura 41. Fonte: Colodette et al (2007) 6. . 2007) A BAB do JUB-02 possui quatro hubs para inteligação dos Módulos de Conexão Vertical (MCV).Detalhes de Montagem do Alojador (ALBM). Figura 42 .72 de estudo de viabilidade. por todas as ligações entre ANM x MOBO e MOBO x FPSO. um módulo de chegada do umbilical e um módulo do umbilical para interligação com a ANM do poço. além de um mandril para conexão com o módulo de bombeio. também. (LORENSINI. sendo um de importação de fluidos produzidos do poço. 2005) A Figura 42 mostra os detalhes de montagem do Alojador. um de exportação de fluidos produzidos para a Unidade Estacionaria de Produção (UEP).1 BASE ADAPTADORA DE BOMBEIO A principal função da Base Adaptadora de Bombeio (BAB) é alojar o Módulo de Bombeio (MOBO) através do funil guia central sendo responsável. (RODRIGUES et al. (RODRIGUES et al. respectivamente. Fonte: Rodrigues et al (2005) . Figura 43 . um desenho da BAB do JUB-02 e a BAB propriamente dita.73 Possui painel de ROV com as interfaces para acionamento das válvulas de by pass e de isolamento. bem como os hot stabs e válvula direcional para atuação dos mordentes (dogs) de travamento da base. 2005) As Figura 43 e 44 mostram.Desenho da Base Adaptadora de Bombeio (BAB). A válvula de passagem de pig. As outras duas válvulas para bloqueio das saídas de sucção e descarga da bomba são operadas somente por ROV. propriamente dita. Fonte: Colodette et al (2007) A BAB foi construída de forma a possibilitar a passagem de pig e a continuidade da produção através do gas lift no interior do poço. possui atuador hidráulico para acionamento remoto e um sistema para compensação. Para isso a mesma possui 3 válvulas que servem como um by-pass.74 Figura 44 . . 2005) A Figura 45 mostra o esquema das válvulas da ANM/MOBO que são utilizadas na passagem de pig. (RODRIGUES et al.Base Adaptadora de Bombeio (BAB). 2007) A composição do MOBO.Mantém a BCSS suspensa e promove a Cápsula da Bomba . normalmente fechada. é a seguinte: Conjunto Superior do Módulo . vedação metal-metal do anular da Bomba com a Cápsula do MOBO.Responsável por alojar o suspensor Suspensor da Bomba . .75 Figura 45 . (COLODETTE et al.2 MÓDULO DE BOMBEIO O MOBO foi construído de modo a permitir o by-pass da bomba por meio do acionamento remoto da válvula específica para esse fim. com o objetivo de manter a produção durante manutenção da bomba ou passagem de pig. 6. Esse projeto foi conduzido através de um Acordo de Cooperação Tecnológica (ACT) e o JUB-02 está servindo como teste dessa tecnologia. • • • • entrada e saída de produção à BCSS.A cápsula tem como função alojar a BCSS. Esta válvula opera.Esquema das válvulas da ANM/MOBO. da bomba.Possibilita a conexão das linhas de Alojador do Suspensor da Bomba . segundo Lorensini (2007). O diâmetro externo do módulo é de 16 ¾”. a função da bomba centrífuga é fornecer energia para elevar os fluidos produzidos até a plataforma.76 O Módulo de Bombeio (Figura 46) foi projetado para a pressão de trabalho de 3000 psi. no Módulo de Bombeio. (RODRIGUES et al. pois não é instalada no fundo do poço. A conexão entre a parte superior do módulo com o corpo é feita através de um conector tipo “Speed Lock”. 2005) Figura 46 . Fonte: Rodrigues et al (2005) 6.Conjunto Módulo de Bombeio e base. destravamento e hot stab para teste de vedação de anéis. Os detalhes construtivos da BCSS instalada no MOBO do JUB-02 são os mesmos da que foi instalada no JUB-06. e sim.3 BOMBA CENTRÍFUGA SUBMERSA SUBMARINA Como já foi dito. sendo apenas o local de instalação diferente. . possui um painel de ROV com as interfaces para travamento. É instalado por coluna de drill pipe. Camisa de refrigeração. Fonte: Lorensini (2007) . Cabo Elétrico. Bomba Centrífuga de Múltiplos Estágios.77 Os principais componentes da BCSS do JUB-02 (Figura 47) são: Motor. • • • • • • • Suspensor da Bomba Sensor de Descarga União Ajustável Cabo Elétrico Cabeça de Descarga Bomba Superior Bomba Inferior Camisa de Refrigeração Admissão / Manuseador de Gás Selo Superior Selo Inferior Motor Superior Motor inferior Sensor de Admissão Figura 47 . Sensores. Intake / Manuseador de Gás. Protetor.Principais componentes da BCSS do JUB-02. Poço empregando BCSS convencional instalado no fundo do poço. fornecido pela empresa Schlumberger. com características semelhantes a de campos offshore de óleo pesado. As premissas adotadas foram as seguintes: Poço empregando gas lift como método de elevação artificial.78 7 ESTUDO DE CASO Para esse estudo de caso foi criado um poço fictício. instalado a jusante da ANM. aqui chamado P-1. • • • A produção do poço P-1 foi avaliada para os métodos de elevação escolhidos variando o BSW (Basic Sediments and Water) da seguinte forma: 0%. As simulações foram feitas no simulador PIPESIM®. 30%. 50% e 60%. . 10%. empregado mundialmente na modelagem de sistemas de produção de óleo e gás. Essas características estão demonstradas na Tabela 2. Para o tratamento das informações obtidas das simulações. Poço empregando BCSS fora do poço. utilizou-se o programa Microsoft Excel®. que se trata de simulador de fluxo permanente multifásico. 366”ID) 6”ID 2100 m Pressão de Injeção de 150 kgf/cm² Operação Vazão de gás de injeção Temperatura de injeção na superfície Profundida vertical da válvula de gas lift 200 M sm³/d 45ºC 1900 m A Figura 48 mostra o gráfico do modelo IPR linear para o poço P-1.Dados do poço fictício P-1.09 17 0. obtido através do simulador PIPESIM®.IPR do poço P-1. Figura 48 .375" (13 5/8") 2650 m 1300 m 270 kgf/cm² 70° C 50 m³/d/bar 1.66 0 a 60 % 40 m³/m³ 15 kgf/cm² Pressão de Saturação 170 kgf/cm² Viscosidade do Óleo morto 350 cP a 50° C 1400 cP a 30°C Profundidade de água 1300 m na plataforma Distância plataforma ao poço Coluna de produção Diâmetro linha de produção Profundida vertical de assentamento da bomba 4 km 7”OD (6. Dados do Poço P-1 ID (OD) Revestimento de Produção Profundidade vertical (a partir do fundo do mar) Profundidade de água na ANM Pressão estática na profundidade de interesse Temperatura na profundidade de interesse Índice de Produtividade (IP) Densidade da água API do óleo Densidade do gás BSW RGO Pressão de chegada na Plataforma 12. .79 Tabela 2 . Figura 49 .Poço P-1 com gas lift. A Figura 49 mostra a configuração do poço utilizando o gas lift. pressão de injeção de 150. .0 kgf/cm².80 7.000 Sm³/d e 45 ºC.1 Poço com Gas Lift A simulação considerou a válvula de injeção de gas lift instalada a 1900 m. conforme “montado” no software PIPESIM®.1. Desse modo. vazão de 200. diferenciando apenas no sistema de elevação artificial utilizado.1 DESCRIÇÃO DOS SISTEMAS DE PRODUÇÃO Os três poços considerados nas simulações possuem características construtivas idênticas. a comparação entre eles será realizada em termos da vazão que cada método é capaz de fornecer e como o BSW influencia cada um deles. 7. Resultados das simulações para o gas lift. como foi dito anteriormente. Poço P-1 BSW (%) 0 10 30 50 60 ÍNDICE DE PRODUTIVIDADE= 50 (sm³/d/bar) Gas lift VAZÃO DE LÍQUIDO STANDARD (stb/d) 14.81 A Tabela 3 mostra os resultados das simulações para esse método.73 11.895.35 6.856.654.83 3.13 13. Figura 50 .21 O BSW.Influência do BSW na produção por gas lift.461. .913. influencia muito na elevação por gas lift. O gráfico da Figura 50 demonstra essa influência. Tabela 3 . com 24 estágios e freqüência nominal de 60 Hz. Para isso. As curvas-tipo dessa bomba seguem na Figura 51 obtida pelo software PIPESIM®.1. com seu modelo IB700. Figura 51 . A bomba foi instalada a 2100 m. A Figura 52 mostra a configuração do poço utilizando o BCSS convencional.2 BCSS Instalado no Fundo do Poço Para essas simulações foi considerado como método de elevação artificial o BCSS instalado convencionalmente no fundo do poço. a bomba escolhida foi do fabricante Centrilift. .82 7.Curvas-tipo da bomba utilizada. 619.27 9.882.07 18.714.250.34 14.67 14. Tabela 4 . A Tabela 4 e a Figura 53 demonstram os valores de produção para as faixas de freqüência e BSW estudadas.75 16.68 12.706.78 15.127.99 22.368.604.151.955.97 19.Produção do P.83 Figura 52 .981.65 11.87 20.00 7.95 18.75 14.092.40 7.73 21.49 16.897.22 5.02 16.46 18.08 21. BCSS Instalado no Fundo do Poço f (Hz) 40 45 50 55 60 65 BSW (%) 10 30 50 60 VAZÃO DE LÍQUIDO STANDARD (stb/d) 15.768.875.706.499.13 19.68 9.708.1 com BCSS convencional.87 16.947.350.66 12.35 23.630.669.650.49 0 .62 17.64 22.487.242.923.272.43 20.580.705.971.Poço P-1 com BCSS instalado no fundo do poço. 84 PRODUÇÃO DE LÍQUIDO vs FREQUÊNCIA- BCSS 25.000 VAZÃO DE LÍQUIDO (stb/d) 22.500 20.000 17.500 15.000 12.500 10.000 7.500 5.000 2.500 0 40 45 50 FREQUÊNCIA (Hz) BSW 0% BSW 10% BSW 30% BSW 50% BSW 60% 55 60 65 Figura 53 - Produção do poço P-1 com o BCSS convencional. 7.1.3 BCSS Instalado Fora do Poço A realização dessas simulações considerou como BCSS o mesmo modelo utilizado no BCSS convencional, porém o mesmo sendo instalado fora do poço, a uma distância de 250m da ANM, no leito marinho. A Figura 54 mostra a configuração de construção do poço. 85 Figura 54 - Poço P- 1 com BCSS instalado fora do poço. A Tabela 5 e a Figura 55 demonstram os valores de produção do poço para as faixas de freqüência de operação do BCSS e BSW estudadas. Tabela 5 - Produção do P-1 com o BCSS instalado fora do poço. BCSS Instalado Fora do Poço f (Hz) 40 45 50 55 60 65 BSW (%) 10 30 50 60 VAZÃO DE LÍQUIDO STANDARD (stb/d) 15.443,26 14.833,51 12.115,59 7.371,40 5.277,16 16.545,29 16.046,85 13.924,50 9.295,49 7.140,30 17.671,69 17.236,18 15.742,92 11.274,88 9.021,55 18.834,94 18.429,22 17.469,24 13.255,20 10.948,52 20.032,70 19.644,09 19.082,24 15.218,77 12.870,33 21.243,77 20.868,29 20.559,52 17.166,06 14.771,35 0 86 22.500 20.000 PRODUÇÃO DE LÍQUIDO vs FREQUÊNCIA- BCSS Fora do Poço VAZÃO DE LÍQUIDO (stb/d) 17.500 15.000 12.500 10.000 7.500 5.000 2.500 0 40 45 BSW 0% 50 FREQUÊNCIA (Hz) BSW 10% BSW 30% BSW 50% BSW 60% 55 60 65 Figura 55 - Produção do poço P-1 com o BCSS instalado fora do poço. 7.1.4 Análise dos Resultados A Tabela 6 mostra os resultados finais comparando os métodos de elevação artificial. Para isso, foi considerado para a produção das configurações que usam o BCSS a freqüência nominal de 60 Hz. Tabela 6 - Comparativo das produções dos métodos de elevação artificial. Poço P-1 BSW (%) 0 10 30 50 60 ÍNDICE DE PRODUTIVIDADE= 50 (sm³/d/bar) BCSS Convencional BCSS Fora do Poço Gás-lift (60Hz) (60 Hz) VAZÃO DE LÍQUIDO STANDARD (stb/d) 14.461,13 21.669,08 20.032,70 13.895,73 21.250,43 19.644,09 11.913,35 20.882,02 19.082,24 6.654,83 16.971,67 15.218,77 3.856,21 14.272,35 12.870,33 A Figura 56 demonstra, de forma gráfica, esses resultados, obtidos para efeito de comparação. as Figuras 57.000 2. .500 15. O princípio de funcionamento de cada método como já foi dito anteriormente é diferente. Figura 57 . durante a elevação.500 10.87 PRODUÇÃO DE LÍQUIDO vs BSW 22.500 5.500 VAZÃO DE LÍQUIDO (stb/d) 20.Perfil de pressão do gas lift. assim. 58 e 59 demonstram graficamente o comportamento de cada um desses métodos em relação ao incremento da pressão e/ou evolução da perda de carga.Gráfico com as produções de líquido dos métodos estudados.000 7.000 12.000 17.500 0 0 10 20 Gás-lift 30 40 50 60 BSW (%) BCSS BCSS Fora do Poço Figura 56 . Figura 59 . Essa eficiência é maior quando os fluidos a serem produzidos apresentam maior viscosidade. Após os resultados. os métodos por bombeamento são os mais eficientes quando comparados com o gas lift.88 Figura 58 . para as condições apresentadas no trabalho.Perfil de pressão do BCSS instalado fora do poço. menores grau API.Perfil de pressão do BCSS instalado no poço. conclui-se que. reduzida RGO e quando se espera um . a produção não foi viável a partir do BSW de 50%. pode-se concluir simplificadamente que essa metodologia apresenta vantagens econômicas frente aos outros métodos para o campo fictício estudado. pois a eficiência do Bombeio Centrífugo fica comprometida. Com isso a presença de gás livre é menor e a eficiência do bombeio é maior. O BCSS convencional instalado no poço apresentou uma produção maior que o BCSS instalado fora do poço devido ao fato do mesmo ser instalado a uma profundidade e pressão maiores. Assim. Cabe salientar que completações submarinas para poços de gas lift considerando válvulas de orifício. assim as condições de operação são melhores.89 comportamento de crescimento rápido para o BSW. por exemplo. apresentam alta confiabilidade. é claro. o comportamento da pressão estática do reservatório com o tempo de produção. devido às características já apresentadas. Para uma avaliação completa deve-se considerar os custos de investimento e operacionais extras para o uso de BCSS. Devido às características do gas lift e da limitação de pressão e vazão de gás da plataforma. um estudo detalhado deve ser feito antes de se definir qual é o melhor método. Outro fator a ser mencionado é que esse estudo levou em consideração apenas o BSW para comparação entre os métodos de elevação artificial. sendo algo favorável ao emprego de tal método. . custos com intervenção. Ressalta-se. como redução de gastos na intervenção dos poços com a instalação do BCSS fora do poço. Se a pressão no ponto da BCSS<Psat ou RGO alto. Porém. que cada campo possui particularidades que devem ser levadas em conta no momento da escolha de um método de elevação artificial. este cenário tende a se inverter. porém outros fatores podem influenciar em cada um desses métodos. intervalo e duração destas. como grande diâmetro de revestimento e poços inclinados que acabam restringindo a instalação em alguns casos do BCSS convencional. Além do ABLM e o MOBO. cada vez mais.90 8 CONCLUSÃO O gas lift certamente. garantem altos retornos. o BCSS em campos offshore. essa opção está se tornando mais atrativa. também no Espírito Santo. As vantagens do BCSS. os métodos por bombeamento estão cada vez mais eficientes e duráveis. outras soluções também podem ser viáveis. onde o desenvolvimento do Módulo 2 prevê a utilização do BCSS instalado no MOBO como método de elevação artificial. Apesar do Campo de Jubarte servir como laboratório dessas tecnologias. . Um exemplo é o Campo de Golfinho. a produção antecipada que esses métodos proporcionam faz com que esses custos sejam diluídos rapidamente. Devido a algumas características construtivas. porém como foi demonstrado. devido às características das novas descobertas brasileiras. é o método de elevação artificial mais confiável para a produção offshore. devido a pesquisas realizadas pelo CENPES e pela área de E&P. E apesar de apresentarem grandes custos para a instalação. e. Desse modo. a Petrobras vem se destacando cada vez mais no cenário mundial em relação ao desenvolvimento de novas tecnologias. que estão em águas cada vez mais profundas e são compostas por óleos mais pesados. demonstrando assim o alto conhecimento técnico de sua força de trabalho. Os fatos aqui analisados demonstram a intenção da Petrobras em empregar. outros campos já estão desfrutando dos benefícios introduzidos pelas novas tecnologias de bombeamento. entre elas o S-BCSS e o Bombeio Multifásico. como foi comprovado. o BCSS instalado a jusante da ANM é mais indicado para operação. Acompanhamento da produção dos poços com esse método de Métodos desenvolvidos para substituir o BCSS do fundo do poço. Confiabilidade e impactos na análise econômica. Estudo da instalação do MOBO. . seguem abaixo alguns assuntos: Análise econômica das alternativas propostas.1 SUGESTÕES PARA TRABALHOS FUTUROS Como sugestões para estudos futuros.91 8. Cálculo de MTBF. • • • • • • elevação artificial. C. M.. DAHER Jr. Houston. W.. RIBEIRO. 1992. C. 39 f.G.C. Houston..B.: “Jubarte Field-Development Strategy”. May 2004.. V. C.. J.H. B.A.M.. H. C.. Artigo OTC 19088 apresentado no Offshore Technology Conference (OTC). Londres: John Wiley & Sons. C..: “Bombeio Submarino no Campo de Golfinho”. PINTO.: “Standard Handbook of Petroleum & Natural Gas Engineering”.J.92 9 REFERÊNCIAS BEZERRA. ... May 2007. R. F. May 2007. R. BRADLEY.: “A Vessel Created for Innovations”. M. ECONOMIDES.. FARIAS.A. Salvador. L. 2007.J. I. 1998.S. Oxford: Elsevier. C. Houston. LYONS.T. ALBERTO. VIEIRA. PLISGA. MATOS. M.B. 2005.M.B. Trabalho de Conclusão de Curso (Especialização em Engenharia de Petróleo)– Escola Politécnica da Universidade Federal da Bahia.. J.S. Artigo OTC 19084 apresentado no Offshore Technology Conference (OTC). Deepwater Campos Basin.A.C. M. SIQUEIRA. G.. Artigo OTC 16301 apresentado no Offshore Technology Conference (OTC).: “The New Deepwater Oil and Gas Province in Brazil: Flow Assurance and Artificial Lifting– Innovations for Jubarte Heavy Oil”. FUKAI. WATTERS..B. RIBEIRO. LORENSINI. 2 nd ed. MACHADO.A. S. R. R. OLIVEIRA. PEDROSO Jr. PEREIRA..B. May 2007.: “Petroleum Engineering Handbook”. G. Artigo OTC 19083 apresentado no Offshore Technology Conference (OTC).A. C... PINTO.M..A. RODRIGUES. Brazil”. 3 rd ed. G.D. 2007. DADALTO. C. NORMAN.L. NASCIMENTO. A. BRUHN. Houston.. COLODETTE. SIQUEIRA.A.F.. Texas: Society of Petroleum Engineers.P. SANTOS.: “The Appraisal and Development Plan for the Heavy Oil Jubarte Field.: ”Petroleum Well Construction.. A. I. F. Trabalho de Conclusão de Curso (Especialização em Sistemas Offshore).. M. Artigo apresentado no Society of Petroleum Engineers . S. SOARES. R. MATOS. A. V. ROWATT. 2005.Pumping Module on the Seabed”.E. Houston. R. J.. J. ed. Artigo OTC 17415 apresentado no Offshore Technology Conference (OTC). 43 p. 2005. SOLANKI. M.: “Simulador Computacional para Poços de Petróleo com Método de Elevação Artificial por Bombeio Mecânico”. April 2005. KARPUK. Dissertação (Mestrado em Automação e Sistemas).: “A New Approach for Subsea Boosting .A. Artigo SPE 1476 do Journal of Petroleum Technology. SANTOS.. 2. OLIVEIRA. B. R. 2005. 1968. 2004. MATOS. A. 2005.M..G. PEREIRA. Artigo OTC 17398 apresentado no Offshore Technology Conference (OTC).. J. J.Gulf Coast Section Electric Submersible Pump Workshop. Houston. THOMAS. VOGEL. J. Rio de Janeiro. B.Centro de Tecnologia. SCHLUMBERGER. . J.Universidade Federal do Rio de Janeiro-COPPE/UFRJ. RODRIGUES..S.: “Bombeio Centrífugo Submerso – BCS”. PipeSIM: Fundamentals Training and Exercise Guide Version 2007. RIBEIRO. páginas 83 a 92.S. May 2005. Natal.. E..: “Inflow Performance Relationships for Solution-Gas Drive Wells”. P. BOWMAN.: “Field Applications of Subsea Electrical Submersible Pumps in Brazil”. 2007.S. Houston.93 NASCIMENTO. A. Schlumberger.: “Fundamentos de Engenharia de Petróleo”. Rio de Janeiro: Interciência.1. SILVA. 114 p. January.: “Steam Assisted Gravity Drainage with Electric Submersible Pumping Systems”.S. May 2005.. P. Universidade Federal do Rio Grande do Norte. RIBEIRO. C.. G. para elevar o petróleo até a superfície. By Pass: Tubulação ou conexão de desvio Campo de óleo: Área geográfica. JUB. Controla a pressão e vazão de um poço submarino. Bombeio Mecânico: É um método de elevação artificial em que uma unidade de bombeamento é instalada na superfície.Poço Horizontal Agência Nacional do Petróleo (ANP): Órgão regulador do setor de petróleo e gás natural no Brasil. . ESSEspírito Santo Submarino. Bloco: Parte de uma bacia sedimentar.Poço Horizontal Partilhado 7-JUB-06 HA: 7-Poço de desenvolvimento. 7-JUB-02 HPA: 7-Poço de desenvolvimento. onde são desenvolvidas atividades de exploração ou produção de petróleo e gás natural. Barril: Unidade de volume equivalente a 158. BSW (Basic Sediments and Water): É uma indicação da contaminação existente no óleo em termos de sedimentos básicos (usualmente areia) e água. correspondente à projeção dos reservatórios de óleo. Base Adaptadora de Produção (BAP): Conjunto que suporta as linhas de escoamento e de controle. JUB-Campo de Jubarte. no fundo do poço.Campo de Jubarte.Centésimo poço. significando. 100.94 GLOSSÁRIO 1-ESS-100: Código de identificação do poço. 1-Poço pioneiro. HPA. HA. Árvore de Natal Molhada (ANM): Conjunto de válvulas. formada por um prisma vertical de profundidade indeterminada. ANM convencional tipo GLL (Guide Line Less): Árvore de Natal Molhada conectada sem cabo guia. Bombeio de Cavidades Progressivas (BCP): Método de elevação artificial em que a transferência de energia ao fluido é feita através de uma bomba de cavidades progressivas. com uma bomba alternativa. Arenitos turbidíticos: Tipo de rocha reservatório formada pela deposição de sedimentos. na superfície. próximo à cabeça do poço. colocado sobre o solo oceânico. com superfície poligonal definida pelas coordenadas geográficas de seus vértices.98 litros. para impedir a penetração de fluidos indesejáveis e o desmoronamento de suas paredes. é preciso revesti-lo com tubos de aço. . Contém uma mola que tende a fechá-la. E&P: Exploração e Produção de petróleo e gás natural. Dogleg: Taxa de ganho de inclinação do poço. Instala-se na boca do poço um conjunto de válvulas conhecido como Árvore de Natal para controlar a produção. a válvula se fecha. Coloca-se em torno dele uma camada de cimento. e a cabeça de poço e sua árvore de natal estão localizadas no fundo do mar. Havendo despressurização dessa linha. Tal válvula tem a função de fechar o poço em caso de emergência. Completação Seca: Diz-se que um poço é de completação seca se a cabeça de poço e a árvore de natal estão acima da superfície do mar. Completação Molhada: Neste caso os poços de completação molhada estão completamente submergidos. essas instaladas por operação de arame após a descida da coluna) aproximadamente a 30 metros abaixo do fundo do mar (sea bed). Drill Pipe: Tubulação utilizada na perfuração de um poço de petróleo. sendo permanentemente mantida aberta através de pressurização de uma linha de controle hidráulica conectada à superfície. acionado da superfície. permitindo o escoamento desses fluidos para o interior do poço. de menor diâmetro (coluna de produção). Completação de poços: Ao completar o poço para a produção.95 Choke: Válvula de obturação utilizada no controle do escoamento de fluidos. DHSV (Down Hole Safety Valve): Válvula de segurança de sub-superfície – utilizadas em “completação” de poços no mar e instaladas na coluna de produção (roscadas na coluna ou insertáveis. abrindo furos nas zonas portadoras de óleo ou gás. Outra tubulação. é introduzida no poço para conduzir os fluidos até a superfície. provoca perfurações no aço e no cimento. estes tipos de poços permitem que sua intervenção seja feita por meio de uma sonda de superfície instalada na própria plataforma produtora. Este tipo de poço normalmente é perfurado e completado por uma sonda flutuante utilizando-se de técnicas de perfuração e completação submarina. A operação seguinte é o canhoneio: um canhão especial desce pelo interior do revestimento e. Esta tecnologia durante anos foi a única que permitia a produção de poços de petróleo localizados no mar. Suas linhas de ancoragem se encontram distribuídas em torno da embarcação tornando-se capaz de resistir a carregamentos ambientais.96 Floating. O grau API é maior quando o petróleo é mais leve. Assim a unidade flutuante poderá resistir às cargas ambientais independentemente das direções de atuação. 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. Petróleos com grau API maior que 30 são considerados leves. com grau API igual ou inferior a 10. Grau API do American Petroleum Institute (ºAPI): Forma de expressar a densidade relativa de um óleo ou derivado. maior o valor do petróleo no mercado. residuais e gases raros. normalmente. . Esta injeção de gás possui tempos bem definidos e. incluindo gases úmidos. secos. Fluxo Permanente: No fluxo permanente temos uma alimentação externa com vazão qw constante. extraído diretamente a partir de reservatórios petrolíferos ou gaseíferos. são petróleos extrapesados. medida em graus. é controlada na superfície por um intermitor de ciclo e uma válvula controladora. Storage & Offloading (FPSO): Unidade flutuante de produção. armazenamento e transferência de petróleo construída a partir de um navio. Gas lift Intermitente (GLI): Baseia-se no deslocamento de golfadas de fluido para a superfície através da injeção de gás a alta pressão na base das golfadas. entre 22 e 30 graus API. Gás Natural: Todo hidrocarboneto ou mistura de hidrocarbonetos que permaneça em estado gasoso nas condições atmosféricas normais. abaixo de 22 graus API. Quanto maior o grau API. Production. são médios. isto é. varia inversamente à densidade relativa. A vazão é constante tanto no tempo como no espaço FPSO com sistema de posicionamento dinâmico (DP): Onde o navio ficava posicionado diretamente acima do poço FPSO Spread Mooring: Este tipo de amarração é a mais utilizada por plataformas semi-submersíveis em operações de perfuração e produção. são pesados. A escala API. quanto maior a densidade relativa. e uma produção também com vazão qw constante. menor o grau API. Gas lift Contínuo (GLC): É similar à elevação natural. em um conjunto de poços de injeção. Tal equipamento é usualmente encontrado nos sistemas de produção terrestres. Navio aliviador: É um petroleiro que atraca na popa da FPSO para receber petróleo que foi armazenado em seus tanques e transportá-lo para terra. Hot stabs: Interface de duas vias padronizada normalmente empregada nos equipamentos submarinos para atuação hidráulica. estanqueidade) e atuação para travamento e destravametno de conectores via ROV ou umbilical. Tal equipamento é usualmente encontrado nos sistemas de produção terrestres.97 Gravel Pack: Trata-se de uma tela metálica que reveste o poço de exploração e funciona como uma espécie de filtro. Lâmina d'água: Distância entre a superfície da água e o fundo do mar. essas válvulas propiciam a injeção de gás do espaço anular para o interior da coluna de produção. marítimos (plataformas e embarcações) e. A idade Maastrichtiana sucede a idade Campaniana de sua época e precede a idade Daniana da época Paleocena do período Paleogeno da era Cenozóica de seu éon. teste (seal test. nos sistemas submarinos onde fica instalado no leito oceânico. aproximadamente. a produção de vários poços em apenas uma única tubulação de produção. marítimos (plataformas e embarcações) e. Mandril de gas lift: É um componente da coluna de produção que serve para alojar as válvulas. Navio-sonda: Navio dotado de equipamentos que permitem a perfuração ou a completação de um poço submarino. as quais através de operações à cabo podem ser assentadas e retiradas. nos sistemas submarinos onde fica instalado no leito oceânico. impedindo que a areia se misture ao óleo extraído. de forma equilibrada e controlada. Maastrichniano Superior: Maastrichtiano é a idade da época Cretácea Superior do período Cretáceo da era Mesozóica do éon Fanerozóico que está compreendida entre 70 milhões e 600 mil e 65 milhões e 500 mil anos atrás. . Kick off : O processo de retirada do fluido de amortecimento através da injeção de gás do espaço anular para a coluna. Índice de Produtividade (IP): Ele caracteriza a capacidade de fluxo do poço. Manifold de Produção: Equipamento que têm como principal função reunir. Manifold de Injeção: Equipamento que têm como principal função distribuir os fluidos de injeção. usualmente água. no caso de elevação artificial por gas lift. Poço Produtor: Poço que produz petróleo ou gás natural. e. . através do qual se obtém ou se intenciona obter petróleo ou gás natural. (2) orifício perfurado no solo para a introdução de uma camada subterrânea de água ou gás sob pressão. que ocorre na natureza nos estados sólido. O gás é injetado em um dos lados e o retorno da produção se dá do outro lado do U e vice-versa. em função da grande pressão de gases no interior das jazidas. Poço surgente: Poço no qual o petróleo sobe à superfície espontaneamente. A denominação de tal dispositivo acredita-se seja um anagrama e resultante das palavras pipeline inspection gauge que identificavam a função inicialmente buscada para tal dispositivo. O poço é equipado na superfície com um conjunto de válvulas pneumáticas(PV) controladas por um controlador programável (PLC). permitir a produção seletiva de várias zonas de produção através de uma única coluna. Pig lift: O método de elevação artificial denominado PIG LIFT consiste em elevar a produção de um poço até a superfície utilizando a injeção de gás comprimido através de uma coluna dupla em forma de U. Onshore: Localizado ou operado em terra. Poço: (1) orifício perfurado no solo. Packer de produção (obturador de produção): Promove a vedação do espaço anular. Petróleo: Mistura constituída predominantemente de hidrocarbonetos. líquido e gasoso.98 Offshore: Localizado ou operado no mar. usualmente com o objetivo de remover depósitos indesejados e existentes nas paredes da mesma. tendo em sua extremidade inferior uma válvula de retenção e em seu interior uma esfera esponjosa que se movimenta de um lado para o outro dentro da coluna. possibilitar a injeção de gás no espaço anular. entre o revestimento e a coluna de produção na profundidade em que é instalado. O uso desse dispositivo objetiva: proteger o revestimento (na região acima da instalação) contra pressões elevadas e/ou fluidos corrosivos. Pig: Dispositivo que é inserido no interior de uma tubulação. Petróleo Parafínico: Petróleo com elevada composição de hidrocarbonetos parafínicos. em bases volumétricas. Reinjeção: Retorno de água ou gás não-comercializado à formação produtora de origem. Swivel: Dispositivo giratório que é utilizado nos módulos de conexão vertical. Tal conceito tem sido extrapolado e usado para uma condição termodinâmica qualquer e assim traduzindo o RGO para uma condição de interesse dita in-situ. entre as quantidades de água e de óleo e referidas essas a uma condição termodinâmica padrão. Dutos flexíveis que ligam as linhas submarinas à plataforma de produção. Reservatório: Rocha permeável e porosa onde está armazenado o petróleo ou gás natural. entre as quantidades de gás e de óleo e referidas essas a uma condição termodinâmica padrão. Tal conceito tem sido extrapolado e usado para uma condição termodinâmica qualquer e assim traduzindo o RGL para uma condição de interesse dita in-situ. RGL: Razão.99 Poços Satélites: São aqueles que se localizam espalhados ao redor da unidade estacionária de produção ocupando qualquer posição determinada por engenheiros após ter conhecimento de alguns dados referentes ao reservatório. se estima recuperar comercialmente de reservatórios descobertos e avaliados. e cuja estimativa considere as condições econômicas vigentes. com elevado grau de certeza. entre as quantidades de gás e de líquido e referidas essas a uma condição termodinâmica padrão. associados ou não. RGO: Razão. Riser: Porção vertical de uma linha de escoamento para transporte do óleo/gás natural do poço até a plataforma. Tal conceito tem sido extrapolado e usado para uma condição termodinâmica qualquer e assim traduzindo o RGO para uma condição de interesse dita in-situ. Pressão Estática (Pe): É a pressão do reservatório. os métodos operacionais usualmente viáveis e os regulamentos instituídos pelas legislações petrolífera e tributária brasileiras. . Reservas Provadas: Reservas de petróleo e gás natural que. com base na análise de dados geológicos e de engenharia. em bases volumétricas. RAO: Razão. em bases volumétricas. Pressão de fundo em fluxo (Pwf): É a pressão no fundo do poço enquanto ocorre fluxo de fluidos. com a finalidade exclusiva de obtenção de dados e informações para conhecimento dos reservatórios. descarte e/ou re-injeção). tais como: plataforma fixa. FPSO. Workover: Operação de intervenção em um poço. geração de energia e processamento primário dos fluidos produzidos (exportação. realizados durante a fase de exploração. plataforma semi-submersível. Tais unidades podem ser de vários tipos. Turret: Esquema de ancoragem que consiste numa estrutura. temperatura e vazão do poço. Umbilical Eletro-Hidráulico: Dentro do umbilical de controle. Válvula Cross-over: Válvula de interligação da linha de produção com o anular. com rolamentos. Válvula Operadora de Orifício: É uma válvula utilizada para a elevação com o gas lift para controlar o fluxo de gás. em profundidade predeterminada. do anular para o interior da coluna de produção. Unidade Estacionária de Produção (UEP): Unidade de superfície. presa ao fundo do mar por um sistema de cabos e amarras. Este sistema permite que o navio gire e se mantenha alinhado às forças do vento e da maré. plataforma de pernas atirantadas.100 Teste de Longa Duração: Testes de poços. FSO. com tempo total de fluxo superior a 72 horas. onde basicamente se localizam os controles dos equipamentos instalados no leito submarino e/ou em poços. . tubos para a injeção de produtos químicos e cabos elétricos de alta potência para alimentar a bomba. cabos elétricos que levam informações dos sensores de pressão. do tipo tubulão. estão as linhas hidráulicas que operam as válvulas da árvore de natal.