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Elevação natural de petróleo
Tipologia: Notas de estudo
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primeiros e a exportação existe o processamento primário que, em essência, separa líquidos e gás e os condiciona para a exportação.
Linhas (submarinasou de superfície) COLETA
ELEVAÇÃO^ Poço
RECUPERAÇÃO^ reservatório
Linhas (submarinas oude superfície) EXPORTAÇÃO
Figura 1: Desenho esquemático dos processos de recuperação, elevação e coleta de óleo e gás. Por que dividir o escoamento em etapas? Porque em cada uma delas, diferentes fenômenos se manifestam e, eventualmente, até mesmo os modelos utilizados para descrever cada fase têm importantes diferenças. Exemplificando algumas das características de cada fase, tem-se:
►► Recuperação: é a etapa de escoamento do fluido que ocorre no meio poroso, dentro da rocha reservatório. É um escoamento em baixa velocidade; o tamanho dos poros e gargantas por onde fluem óleo, gás e água são usualmente muito pequenos, e a viscosidade e a tensão interfacial entre fluidos são propriedades muito relevantes.
►► Elevação: é a etapa de escoamento do fluido que ocorre na tubulação que fica dentro do poço de petróleo. Muito importante neste escoamento é a energia utilizada para elevar o fluido contra a gravidade. Ou seja, trazê-lo do fundo do poço à superfície consome uma quantidade considerável de energia^1 , da mesma forma que ocorre a um homem que pretenda levantar um peso: quanto maior o peso e maior a altura, maior o gasto de energia. E de onde provém esta energia necessária para executar a tarefa de elevar os fluidos? Provém exatamente do reservatório e se manifesta na forma de pressão: quanto maior a pressão do reservatório, mais energia há para elevar os fluidos. As variáveis
(^1) Quando se fala em gasto ou perda de energia, este termo deve ser tomado com reservas. Isto porque, a rigor, não há perda ou consumo, mas transformação de um tipo de energia em outro.
mais importantes nesta etapa são a altura da elevação (isto é, a profundidade do poço) e a densidade média dos fluidos.
►► Coleta: é a etapa de escoamento do fluido que ocorre nas linhas e tubos que interligam o poço até a planta de processo. Embora possa haver também uma componente de elevação nesta etapa (por exemplo, no riser ) o fenômeno mais significativo é a dissipação de energia mecânica dos fluidos devido ao atrito com as paredes da tubulação. Também é nesta etapa em que ocorre a maior parte do resfriamento dos fluidos.
►► Exportação: esta etapa é subseqüente ao tratamento dos fluidos, ao bombeamento dos líquidos e à compressão do gás na planta de processo. As características desta etapa são as mesmas da coleta, exceto pelo fato de envolver apenas escoamento monofásico, isto é, líquido ou gás, exclusivamente, em cada tubulação. Isto simplifica consideravelmente o estudo. Por outro lado, este escoamento freqüentemente faz parte de uma rede que envolve várias unidades de produção, o que aumenta a complexidade.
Destas quatro etapas, dizem respeito à elevação natural as três primeiras. Estudá-las requer um pouco mais de conhecimento sobre reservatórios, escoamento monofásico compressível e incompressível e escoamento multifásico, o que será objeto dos próximos capítulos. Antes, porém, é necessário reforçar nossos conhecimentos sobre as propriedades dos fluidos.
O estudo das propriedades dos fluidos é o termo que designa um conjunto de teorias, procedimentos experimentais, modelagens e simulações com o objetivo de conhecer e prever o comportamento de fluidos, isto é., suas características físicas, reológicas e termodinâmicas, sob o efeito de condições impostas como pressão, temperatura (além de outras, como campos gravitacionais ou magnéticos, num caso mais geral).
Óleo, gás natural e água são fluidos comumente associados na produção. A correta compreensão do seu comportamento em diferentes condições de pressão e temperatura do reservatório, além da precisa interpretação dos valores (medidas) a eles associados são de grande importância no estudo do escoamento em meios porosos e tubulações e constituem, portanto, o objeto de estudo deste capítulo da produção de petróleo.
As reservas de hidrocarbonetos no meio poroso (reservatório) podem se apresentar na forma líquida, gasosa ou simultaneamente nas duas fases. Esse estado depende essencialmente da pressão e
A tabela 1 mostra um exemplo de composição de petróleo. Embora chamemos este fluido de petróleo , a rigor ele freqüentemente é constituído de duas fases: líquida (óleo) e gasosa, a depender da pressão e da temperatura. Nesta tabela a coluna %molar indica a composição total do fluido. As colunas seguintes mostram a composição da fase líquida e da fase gasosa, respectivamente, quanto este fluido está submetido a 1 atm e 15,56 oC.
componente nome % molar total
% molar líquido
% molar vapor N 2 nitrogênio 0.49 0 0. CO 2 dióxido de carbono 0.14 0 0. C1 metano 50.44 0.48 76. C2 etano 6.04 0.35 9. C3 propano 5.62 1.19 7. iC4 isobutano 0.98 0.48 1. nC4 normal-butano 2.12 1.40 2. iC5 isopentano 0.56 0.72 0. nC5 normal-pentano^ 0.76^ 1.14^ 0. C6 hexano^ 0.52^ 1.19^ 0. C7 heptano^ 0.85^ 2.31^ 0. C8 octano^ 1.33^ 3.75^ 0. C9 nonano^ 2.30^ 6.59^ 0. C10 decano^ 2.68^ 7.71^ 0. C11 undecano^ 2.02^ 5.83^0 C12+ dodecano^ e^ outros mais pesados
total 100 34.63 65. Tabela 1: composição típica de um petróleo da Bacia de Campos (RJS-383).
Sabemos que as duas fases normalmente encontradas nos fluidos de nosso interesse são óleo e gás. Mas eles estarão sempre presentes? Não necessariamente. Pode ocorrer apenas uma das fases ou ambas, a depender de três coisas: composição da mistura, pressão e temperatura.
Quanto à primeira – a composição – é mais ou menos intuitivo que, se uma mistura contém grande quantidade de componentes leves, ou toda ela estará na fase gasosa, ou haverá uma quantidade grande de gás e apenas um pouco de líquido. O inverso é também verdadeiro: em havendo muitos componentes pesados, toda ou quase toda a mistura estará na fase líquida. Pode-se recorrer à quarta e à quinta coluna da tabela 1 como exemplos da composição do óleo e do gás que saem do surge-tanque de uma planta de processo.
A pressão e a temperatura atuam de forma inversa: quando as duas fases estão presentes e em contato, um aumento de pressão faz com que uma parcela do gás seja absorvida pelo líquido, causando uma redução do volume de gás e um aumento do volume do líquido; diz-se que o gás está dissolvido no líquido. Já um aumento da temperatura promove o efeito contrário, isto é, a evolução de gás a partir do líquido ou, de outra forma, a redução da quantidade de gás dissolvido. Há, porém limites de pressão (e também de temperatura) para que as duas fases coexistam. Estes limites são o ponto de bolha e o ponto de orvalho.
►► Denomina-se pressão de bolha de um fluido a menor pressão na qual não existe fase vapor. É a pressão limite para o surgimento da fase vapor. De modo semelhante define-se a pressão de orvalho como a pressão limite para surgimento da fase líquida, ou seja, é a pressão a partir da qual um gás começa a condensar. Tanto a pressão de bolha quanto a de orvalho são denominadas pressão de saturação.
Como ilustração, imaginemos um processo de despressurização de um fluido realizado num cilindro com pistão, como ilustra a figura 2. Inicialmente temos o fluido em alta pressão e todo ele na fase líquida; na segunda etapa, já com uma pressão menor, surge a primeira bolha de gás. Esta é a pressão de bolha. O processo segue com a redução da pressão, aumento progressivo da quantidade de gás e redução da quantidade de líquido, até o ponto em que resta apenas a última gotícula de líquido. Este é o ponto de orvalho, a partir do qual a redução da pressão só faz expandir o gás.
onde d é a densidade do óleo em relação à água. Esta densidade é definida por
w
o
ρ
= =^ ρ
Segundo esta definição de grau API, uma substância com massa específica 1,0 (como a água) teria um grau API de 10; substâncias mais leves teriam um grau API progressivamente maior.
►► Based Sediments and Water - BSW
É o parâmetro adimensional que indica a quantidade de água e sedimentos contidos na fase líquida do petróleo (sempre medida na condição padrão), geralmente expresso em base percentual. Normalmente é utilizado com sinônimo de fração de água, embora isto não seja rigorosamente correto.
scL
scw sco scw
scw osc wsc
wsc
Nesta definição Qwsc^ é a vazão de água, Qosc^ é a vazão de óleo e QLsc^ é a vazão de líquido, todas medidas em condições padrão. A equação define o BSW em termos de volume ou, o que é absolutamente equivalente, em termos de vazão volumétrica de água (subscrito w ) e óleo (subscrito o ), sempre nas condições padrão de pressão e temperatura (indicadas pelo superscrito sc ).
►► Razão gás–óleo - RGO
Define a quantidade relativa de gás existente num petróleo e é dada por:
sco
scg osc
gsc
Esta equação também é dada em termos de volume ou de vazão de gás e óleo em condições padrão. Os subscritos e superscritos são os mesmos aplicados anteriormente.
►► Razão gás-líquido - RGL
De modo semelhante a RGO, a RGL estabelece a quantidade relativa de gás num petróleo, mas em comparação ao líquido total (óleo e água). É dada por:
scL
scg Lsc
gsc
Dentre os modelos para o estudo do comportamento de fases de misturas de hidrocarbonetos, o mais simples é o modelo black-oil. Consiste essencialmente na suposição de que a mistura de hidrocarbonetos é constituída por apenas dois componentes: óleo (ou black-oil ) e gás. Define-se óleo como conjunto de hidrocarbonetos que permanece na fase líquida quando a mistura é levada à condição padrão de temperatura e pressão (1 atm e 15,5 ou 20 oC). Igualmente, o gás é considerado como o conjunto de substâncias que permanece na fase gasosa nas mesmas condições padrão. Observe que o óleo, a rigor, é composto de inúmeros componente (metano, etano etc.), mas supomos que todos eles juntos formam um único componente, que denominamos óleo. O mesmo se aplica ao gás. Para condições de pressão e temperatura diferentes da condição padrão admite-se que a fase gasosa seja constituída exclusivamente pelo componente gás, e a fase líquida seja formada por uma mistura dos componentes gás e líquido. A figura 3 mostra esquematicamente o que acabamos de dizer.
Figura 3: Desenho esquemático mostra os componentes e as fases, segundo o modelo black-oil****. A caracterização destes componentes é feita de modo bastante simples: óleo e gás são classificados apenas por sua densidade ou, no caso do óleo, pelo seu equivalente grau API.
Fase gasosa: componente gás
componente óleo^ Fase líquida:
Fase gasosa: componente gás
Fase líquida: óleo + gás dissolvido
TEMPERATURA = 20 ºC^ PRESSÃO = 1 atm^ ALTA PRESSÃO
Compressão dosfluidos
osc
gdosc
Quanto maior a pressão, maior a quantidade de gás dissolvido no óleo e, conseqüentemente, maior a razão de solubilidade.
►► Razão de Solubilidade do gás na água – Rsw
É a relação entre o volume do componente gás dissolvido na fase aquosa (a P e T) e o volume da fase aquosa, ambos medidos em condições padrão. Tem-se então que:
w
gdwsc
Muitas vezes a Rsw é negligenciada por ser muito baixa. Nestes casos, admite-se que todo o gás está dissolvido exclusivamente no óleo.
Freqüentemente usa-se o termo razão de solubilidade e se denota por Rs sem especificar se trata de solubilidade no óleo ou na água. Este é o termo utilizado para indicar a razão de solubilidade total, isto é, Rs = Rso + Rsw.
►► Razão Gás-óleo – RGO
É a mesma variável definida anteriormente, porém com uma nova formulação. Trata-se simplesmente da relação entre a quantidade de gás total e óleo, em condições padrão. Assim,
osc
gdsc gfsc
De modo semelhante pode-se definir a RGL. ►► Fator Volume de Formação do óleo – Bo O Bo é uma medida da variação de volume que se observa no líquido quando o gás sai de solução. É definido como a relação entre o volume da fase óleo na pressão e temperatura desejadas e o seu volume nas condições padrão, i.e.,
►► Fator Volume de Formação da água– Bw É a relação entre o volume da fase aquosa na pressão e temperatura especificadas e o seu volume nas condições padrão, i.e.,
Da mesma forma que ocorre com o Rsw, freqüentemente as variações de volume da água são negligenciadas, o que significa adotar Bw = 1.
►► Fator Volume de Formação do gás (Bg) Este termo se aplica exclusivamente ao gás livre, sendo definido como:
gf^ sc
g
A figura 5 mostra curvas típicas de dependência de Bo e Rs com a pressão. Rs^ - Razão de Solubilidade Bo - Fator Volume de Formação do óleo.
pressão
Rs
pressão
Bo
pressão de saturação
pressão de saturação
Numa projeção horizontal, o escoamento se dá esquematicamente na forma mostrada na figura 6. O primeiro desenho desta figura mostra as linhas de fluxo num escoamento radial, do interior da formação para o poço. O segundo desenho mostra um típico desvio do escoamento radial em função da existência de uma barreira de permeabilidade ou fronteira do reservatório.
Figura 6: escoamento radial no meio poroso e desvio do escoamento radial em função da existência de barreira de permeabilidade. Também numa forma esquemática, a figura 7 mostra o perfil de pressão no reservatório numa projeção vertical. A pressão nas proximidades do poço é sempre mais baixa que no restante do reservatório (a função da elevação é justamente manter essa pressão baixa). Como conseqüência, ocorre um movimento dos fluidos no reservatório em direção ao poço. A linha que representa o perfil de pressão tem um valor aproximadamente constante e alto longe dos poços. Este valor corresponde à pressão estática do reservatório. Nas regiões onde há drenagem de fluidos (próximo aos poços) a pressão sofre considerável redução e, na posição exata do poço, seu valor corresponde à pressão de fundo em fluxo.
O perfil de pressão no reservatório é função das propriedades dos fluidos e as da própria rocha, tais como viscosidade, permeabilidade, porosidade etc. A pressão de fundo em fluxo é uma característica do poço e depende de diversos fatores, inclusive da vazão que o poço produz; por outro lado, a pressão estática é uma característica do reservatório^2 e é absolutamente independente das características dos poços. Observa-se que os dois poços representados nesta figura, mesmo tendo o mesmo valor de pressão estática, produzem com diferentes valores de pressão de fundo em fluxo.
(^2) Mais precisamente, a pressão estática é característica de uma determinada região do reservatório e pode apresentar valores diferentes para diferentes regiões. Isto, porém, não será abordado aqui em detalhes.
Figura 7: perfil de pressão ao longo do reservatório com 2 poços produtores. A diferença entre a pressão estática e a pressão de fundo constitui a energia que faz com que o óleo, a água e o gás migrem do interior do reservatório em direção ao poço. Logo, quanto maior a pressão estática ou menor a pressão de fundo, maior deve ser a vazão escoada para o poço.
Para quantificar esta perda de carga seria necessário conhecer, além das leis que governam o escoamento dos fluidos em meios porosos, algumas propriedades da rocha e dos fluidos como, por exemplo, viscosidade, permeabilidade, saturação, porosidade e espessura do reservatório. Este enfoque, porém, sob a ótica da elevação e escoamento, é difícil e impreciso. Uma abordagem muito mais simples, direta e precisa é estabelecer um índice de produtividade (IP) do poço. Para definir o IP tome-se como exemplo o esquemático da Figura 8. Neste exemplo admite-se que o poço esteja produzindo uma vazão de líquidos QL. Este escoamento é causado por uma diferença de pressão P entre a pressão estática de reservatório ( Pe ) e a pressão de fundo de poço ( Pwf ). Assim, o índice de produtividade é definido como
e wf
L L
Poço 1 Poço 2
Pressão
Distância
Rocha impermeável
Rocha impermeável
Rocha produtora
vazão
P = Pressão estática
Q = A.O.F. Absolute Open Flow
Figura 9: curva de desempenho a formação – IPR. Esta relação linear entre pressão de fundo em fluxo e vazão não é absolutamente verdadeira para qualquer situação. Em particular, quando existe gás livre presente no reservatório essa relação deixa de ser válida e deve ser substituída por outros modelos mais adequados. Contudo, estes modelos constituem uma sofisticação desnecessária no momento.
Ao longo do tempo a pressão estática do reservatório e o índice de produtividade podem sofrer alterações. Os efeitos dessas alterações sobre a curva de pressão disponível do reservatório podem ser observados na figura 10 e na figura 11. Em resumo, o IP determina a inclinação das curvas, já que mesmo variando a pressão estática e mantendo-se o IP as curvas se mostram paralelas. Já na situação que mostra diferentes valores de IP, nota-se a diferente inclinação das curvas.
Efeito da pressão estática
0
50
100
150
200
250
0 200 400 600 800 1000 vazão
pressão
200 160 120
Figura 10: curvas de IPR (ou CPD) para diferentes valores de pressão estática e mesmos valores de IP.
Figura 11: curvas de IPR (ou CPD) para diferentes valores de IP, mas com o mesmo valor de pressão estática.
Alguns conceitos envolvendo perda de carga em escoamento monofásico serão discutidos a seguir. A perda de carga é a medida da diferença de pressão entre dois pontos de uma tubulação, ou seja, é a diferença de pressão entre montante e jusante do escoamento.
Será apresentado o equacionamento para cálculo da pressão ao longo de uma tubulação. Embora não seja aqui explicitado em detalhes, estas equações podem ser obtidas com aplicação do princípio da conservação da quantidade de movimento a um fluido.
Efeito do IP
0
50
100
150
200
250
0 200 400 600 800 1000 vazão
pressão
40 10 5
