MODELAGEM E AVALIAÇÃO DA EFICIÊNCIA ENERGÉTICA DE UMA PLATAFORMA DE PETRÓLEO

UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO

MODELAGEM E AVALIAÇÃO DA EFICIÊNCIA ENERGÉTICA DE UMA PLATAFORMA DE PETRÓLEO

FELIPE REZENDE Santos

Orientador: Fernando Augusto de Noronha Castro Pinto; Dr.Eng

Resumo

Este estudo de caso objetivou realizar a modelagem de uma planta de produção e transferência de petróleo offshore através do simulador Hysys e avaliar possíveis oportunidades no gerenciamento da produção afim de otimizar o consumo de energia dispendido nas operações unitárias, consequentemente reduzindo a emissão de carbonos durante o processo.

Palavras-chave: Produção de Petróleo, Otimização, Hysys.

Abstract

This case study aims to model an offshore oil transfer and production plant through the Hysys simulator and evaluate the production management opportunities to optimize the energy consumption spent on the unit operations, consequently the carbon savings during the process.

Keywords: Oil Production, Optimization, Hysys.

Capítulo 1

 Introdução

MOTIVAÇÃO

A grande dependência de recursos não renováveis e de origem fóssil pela sociedade levanta preocupações devido aos impactos causados no meio ambiente e especialmente pela redução da disponibilidade deste recurso natural. Tal evento ocorre em paralelo com o aumento da população mundial, exigindo cada vez mais energia para ser provida.

λˉ(rˉ,ψ,tˉ)=m=0n=m+1,m+3,Ψnm(rˉ)[anm(tˉ)cos(mψ)+anm(tˉ)sin(mψ)](1)\displaystyle \bar{\lambda}\left(\bar{r},\psi,\bar{t}\right)=\sum_{m=0}^{\infty}\sum_{n=m+1,m+3,\ldots}^{\infty}\Psi_{n}^{m}\left(\bar{r}\right)\left[a_{n}^{m}\left(\bar{t}\right)\cos\left(m\psi\right)+a_{n}^{m}\left(\bar{t}\right)\sin\left(m\psi\right)\right] \tag{1}Equação estranha
O autor (2020)


No interim, este estudo tem o intuito de contribuir com esta fase transitória de matrizes energéticas, visando redução da emissão de carbono em uma das indústrias provedoras de energia não renovável, mais especificamente em um campo de produção de petróleo, local até o presente momento considerado como principal vilão das mudanças climáticas, porém necessário para que a humanidade persevere e produza alimentos em larga escala com o nível atual de tecnologia existente para a crescente população.

Com relação ao campo de petróleo objeto deste estudo, o mesmo já opera há aproximadamente 08 anos e possui previsão de mais 20 anos em operação. Dentro deste ciclo de vida do campo, os poços pioneiros hoje já encontram-se maduros, muitos com BS&W acima de 90% e atualmente disputando espaço dentro da unidade de produção com poços mais novos e com potenciais de produção superiores aos mesmos.

Neste âmbito, ao longo deste estudo de caso haverá detalhamento da unidade produtora em questão, bem como da abordagem realizada para explorar a oportunidade de se produzir mais barris de petróleo com menor energia dispendida, consequentemente reduzindo a emissão de carbonos com o gerenciamento da produção.

OBJETIVOS

Objetivo Geral 

Avaliar viabilidade energética de se operar determinados poços maduros em uma plataforma de petróleo na bacia de campos através do software Hysys, avaliando o valor da energia dispendida em relação à quantidade de barris produzidos.

Objetivos específicos
  • Realizar a modelagem do sistema de produção e transferência de fluidos produzidos na unidade através do software Hysys e comparar o modelo teórico com medidas reais obtidas através do sistema supervisório da unidade. 
  • Simular através do software Hysys a redução das pressões nas tubulações de manifold da unidade decorrentes da gestão de operação dos poços disponíveis na unidade, estimando assim possível ganhos em poços de melhor potencial de produção.
  • Dentre os cenários avaliados, estimar o custo operacional de determinada condição de operação real e comparar com cenários propostos, afim de estimar possíveis ganhos.  
Estrutura da Dissertação

A presente dissertação encontra-se estruturada em cinco capítulos, além das referências bibliográficas e dos apêndices. O primeiro capítulo discute de forma resumida a importância do contexto de otimização das matrizes energéticas apresenta um estudo de caso para ser avaliado. Neste capítulo também são apresentados os principais objetivos perseguidos neste estudo.

No Capítulo 2 apresenta-se uma revisão bibliográfica sobre os principais estudos relacionados aos tópicos abordados no trabalho. Assim, destaca-se o detalhamento da unidade de produção do estudo de caso, apresentação dos equipamentos envolvidos na produção e os fundamentos das operações unitárias utilizadas na simulação no Hysys.

O Capítulo 3 apresenta a estratégia utilizada na modelagem e simulação, descrevendo cada etapa do desenvolvimento do modelo e apresentando os dados utilizados para a modelagem. Durante apresentação do método também serão apresentadas as limitações do método aplicado e possíveis estimativas. Neste capítulo haverá também a comparação dos dados simulados com os dados reais obtidos através do sistema supervisório da unidade e demais recursos disponíveis.

No Capítulo 04 serão apresentados os principais resultados obtidos através das estratégias de produção adotadas, avaliando comparativamente os possíveis ganhos de produção em detrimento da melhor configuração de produção aliados à economia de energia advinda desta seleção dos poços são economicamente viáveis nestas condições operacionais.

O Capítulo 05 conclui o estudo, reunindo as principais conclusões encontradas, com base nos resultados obtidos, apresentados e discutidos. 

No Apêndice estarão disponíveis documentos de referência, como desenhos técnicos da unidade de produção, contendo exemplos de PVT dos poços em estudo, curvas de bombas utilizadas na modelagem, perfis esquemáticos dos poços e imagens em tridimensionais dos arranjos de tubulações.

Capítulo 2

 Detalhamento do campo e unidade objeto do estudo 

Apresentação do Campo Peregrino.

O Campo de Peregrino está localizado na parte sul da Bacia de Campos no Bloco BM-C-7, a aproximadamente, 85 km a sudeste da costa mais próxima (Cabo Frio, Rio de Janeiro) (Figura 1), em águas de 95 a 135 metros de profundidade, ocupando uma área de aproximadamente 350 km2 e contém reservas  de aproximadamente 670 milhões de barris recuperáveis. A produção atual do campo está na ordem de 60.000 a 80.000 barris por dia, atualmente explorado pela operadora norueguesa Equinor (ANP, p. 1).

Campo de PeregrinoCampo de Peregrino
Equinor

O campo atualmente possui duas plataformas de perfuração e produção fixas, Peregrino A e Peregrino B, as quais escoam suas respectivas produções através de sistemas de bombeio por risers submarinos afim de realizar processamento através de uma planta de separação primária localizada no FPSO Peregrino, que armazena e realiza por oportunidades o escoamento de seu estoque para navios aliviadores. O óleo do campo de Peregrino é de aproximadamente 14 graus API, necessitando de consideráveis temperaturas e tempo de residência para tratamento adequado, trata-se, portanto, de um campo de óleo pesado  (ANP, p. 2, com adaptações)

No final de 2013 a operadora Equinor apresentou à Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) a declaração de comercialidade do campo de Pitangola, como parte do desenvolvimento de Peregrino Fase II, projetando assim o primeiro óleo para meados de 2020 através da plataforma fixa Peregrino C (Figura 2), a terceira plataforma campo, aumentando as reservas recuperáveis do projeto em mais 200 milhões de barris (Offshore Engineer, 2019).

Panorama do Campo de Peregrino com a plataforma Peregrino CPanorama do Campo de Peregrino com a plataforma Peregrino C
Offshore Engineer (2019)

Detalhamento do sistema de produção.

As informações do detalhamento da unidade de produção foram copiladas de desenhos técnicos e através do plano de desenvolvimento do campo, que são propriedades da empresa Equinor, a qual forneceu tais documentos para consulta (Equinor, 2015).

Todas unidades fixas de produção do campo de Peregrino possuem arranjos de produção similares. Os poços são perfurados através de uma sonda instalada na própria plataforma e possuem sistema de completação através de árvores de natal secas. O projeto mais comum de perfuração dos poços (Figura 3) consiste na perfuração vertical até uma profundidade que permita ganho de ângulo para a seção seguinte do poço que então gera uma angulação até a profundidade de aterrissagem no reservatório (aproximadamente 2300 m). O comprimento das seções horizontais do reservatório nos poços produtores pode ter em média entre 640 m e 2010 m.

Completação padrão de um poçoCompletação padrão de um poço
Equinor (2015)

Descrição do Processo

O sistema de produção da unidade fixa de Peregrino foi projetado para produzir fluidos de poços e exportar essa produção para o FPSO via Linhas de exportação de 12”, com a possibilidade de lançamento de PIG. 

Devido à pressão hidrostática do reservatório combinada com a elevada viscosidade do fluido de reservatório, métodos de elevação artificial são largamente aplicados no campo de modo a tornar a produção dos poços comercialmente justificável. O método de elevação artificial projetado para o campo compreende a utilização de Bombas Centrifugas Submersas (BCS) durante toda a fase de produção.

Os equipamentos que compõe o processo, desde a Coluna de produção até as facilidades de exportação são descritos abaixo: 

  • Bombas centrífugas Submersas (BCS)
  • SCSSV
  • Árvores de natal
  • Skid de manifold de produção leste
  • Skid de manifold de produção oeste
  • Bombas de produção
  • Lançadores de PIG
  • Paneis de controle de cabeça de poço.

Em cada poço de produção o fluido é encaminhado por linhas de 5 ½” através de válvulas submarinas de segurança controlada na superfície (SCSSV) até a árvore de natal seca instalada no mezanino do wellhead deck. 

A SCSSV está localizada logo acima da BCS. A função principal da SCSSV é isolar a plataforma fixa do reservatório em qualquer evento de falha do sistema ou em situações de emergência. A SCSSV trabalha em sistema de falha fechada. Ela é mantida aberta pela pressão de óleo hidráulico mantido constante por um painel hidráulico.

O Fluido passa através da válvula Master manual, Válvula Wing de produção (operada hidraulicamente) e uma válvula choke operada a ar por duplo solenoide que serve para controlar a pressão do poço e permitir um fluxo determinado tornando possível que o poço seja produzido de maneira segura e controlada. 

Após a choke valve o fluido passa por flowlines individuais onde é direcionado para uma das duas linhas principais de produção (headers): Header de produção #1 e header de produção #2. Lembrando que determinados poços são direcionados para headers específicos. 

Nesse ponto água de injeção do FPSO se junta ao processo. A razão é reduzir a viscosidade do óleo para permitir que ele seja exportado ao FPSO. Também nesse ponto, cada header de produção recebe uma linha de desemulsificante, uma de inibidor de corrosão e uma de biocida, que serão injetados de acordo com o plano semanal. 

O header de produção fornece sucção para 07 bombas boosters. As bombas aumentam a pressão de descarga do fluido para permitir a exportação para o FPSO. Após as bombas o fluido é direcionado para os headers de descarga ( 02 headers, cada bomba é alinhada para um determinado header). Cada header possui sua válvula de controle de pressão (PCV). Se for necessário, pode-se passar um PIG através dos lançadores localizados após as PCVs. O óleo passa através de uma válvula de segurança falha fechada (ESDV) instalada em cada header de descarga e deixa a plataforma fixa em direção ao FPSO via linha submarina de 12”.

Elementos de Controle e Segurança dos Poços em Produção

Os elementos de controle e Segurança dos poços em produção estão dispostos na coluna (válvula de segurança submarina -SCSSV) e na árvore de natal seca.  A função da árvore de natal seca é manter o controle de fundo e superfície de poços injetores e de produção. Permite controle dos produtos vindo do reservatório para o sistema de produção ou controle de fluidos entrando no reservatório (como água de injeção). Á arvore de natal possui como principal meio de isolamento na árvore a válvula master que é operada manualmente. As outras barreiras, são a válvula wing e a válvula de fundo SCSSV, hidraulicamente operadas pelo painel, CCR ou automático, em caso de emergências.

Dois painéis de controle hidráulico foram projetados para permitir operação local e remota da válvula de segurança submarina (SCSSV) e da válvula Wing de produção.

Cada painel tem a capacidade de controlar até 13 poços utilizando controle pneumático lógico para operar as válvulas das linhas de suprimento hidráulico para atuador de cabeça de poço. Há também válvulas solenoides nas linhas de suprimento pneumático para as válvulas operadas por controle lógico com a finalidade de permitir uma interface com o sistema integrado de controle e segurança. O sistema de funcionamento da SCSSV é mante-la aberta por pressão hidráulica. Em caso de emergência, com ativação de ESD-0 ou ESD-1, a válvula fecha pelo sistema “falha fechada”, onde é retirada a pressão hidráulica que a mantem aberta.  

Há dois níveis de pressão disponíveis: Alta pressão ao máximo de 350 bar e baixão pressão a um máximo de 137 bar. A pressão de alta é usada para controlar a SCSSV e a pressão de baixa controla as válvulas wing.

Logo após a árvore de natal encontra-se a válvula choke operada a ar por duplo solenoide que serve para controlar a pressão do poço e permitir um fluxo determinado. Os parâmetros de operação na árvore de natal – cabeça de poço estão apresentadas na tabela a seguir: 

ParâmetroDesignOperação
API5000 psi-
Pressão(SITP- Shut-in tubing pressure)82,7 bar-
Pressão (Media) – Relacionado a cada poço – valor médio.-15-25 bar
Temperatura (Media) - Relacionado a cada poço – valor médio-80-85 °C
Parâmetros de Operação da Arvore de Natal
EQUINOR

A seguir estão apresentadas especificações para a árvore de natal e válvulas de segurança:

Árvore de natal:

  • Válvula mestra operada manualmente de 5 1/8’’ e 5000 psi
  • Válvula gaveta manual de 2 1/16’’ e 5000 psi
  • Válvula lateral operada hidraulicamente (lateral de produção) de 5 1/8’’ e 5000 psi
  • Válvula lateral horizontal estranguladora a jusante ajustável manualmente (estranguladora controlada) de 5 1/8’’ e 5000 psi 

Para os poços produtores, em condições normais, espera-se uma pressão de fluxo máxima na árvore de 800 psi. No pior cenário, considerando a BCS (bomba centrífuga submersa) funcionando contra as válvulas fechadas, espera-se 3600 psi. 

Para os poços injetores, 2300 psi de pressão de injeção na árvore.

Válvula de segurança (SCSSV):

  • Para os poços produtores: 5 ½” Válvula de segurança – 5000 psi (pressão nominal) - Pressão de operação: 3700 psi Max (Para abrir: 2500 psi + pressão estática (1200 psi Max)) 
  • Para os poços injetores: 7” Válvula de segurança – 5000 psi (pressão nominal) – Pressão de operação: 3600 psi
Skids dos Manifolds de Produção

Uma vez que a BCS esteja em operação, o fluido do reservatório é então deslocado até sua respectiva árvore de natal seca, sendo então direcionado para manifolds de produção e por conseguinte transferidos para o FPSO Peregrino por meio de um sistema de bombeio multifásico instalado nas plataformas fixas fluindo através de risers e linhas de produção instaladas no solo marinho.

O Skid dos manifolds permitem direcionar as flowlines dos poços para o manifold de produção de leste ou oeste para suprirem as bombas de transferência de óleo. Os dois manifold podem acomodar 13 poços cada um.

O sistema de manifolds permite uma flexibilidade de manobras operacionais necessárias durante a fase de produção. O mesmo consiste na coexistência de duas linhas de produção, a primaria e a secundária, permitindo que cada poço produtor possa ser alinhado para qualquer uma das linhas e então direcionado às bombas centrífugas de exportação, as quais também podem ser alinhadas para qualquer um dos manifolds, seja o primário ou o secundário. A figura 4 ilustra o arranjo tridimensional dos manifolds de produção. 

Manifolds de Produção das unidades Fixas de PeregrinoManifolds de Produção das unidades Fixas de Peregrino
Equinor (2015)

A seguir estão apresentados os detalhes de ambos os Skids (Leste e oeste):

ParâmetroDesignOperação
Pressão138 bar15-18 bar
Temperatura121°C80-85 °C
PSV – manifold de produção (L e O)62 bar-
PSV – header de produção (Leste #1 e #2 e Oeste #1 e #2)62 bar-
Detalhes do Skids – Manifold de Produção
EQUINOR
Bombas de transferência – Produção

As bombas têm a função de aumentar a pressão de descarga dos fluidos para permitir que eles sejam exportados até o FPSO via os dois headers de descarga. 

As unidades fixas do campo de Peregrino possuem 7 bombas de produção instaladas em cada uma das instalações. São bombas centrifugas multiestágios, horizontalmente montadas, movimentadas por um motor elétrico cada. As bombas #1, #2,  #3 e #4 são bombas de velocidade fixa, trabalhando a 60 Hz. As bombas de #5 até #7 são bombas de velocidade variável. Cada bomba pode ser direcionada tanto para a linha de produção #1 quanto para a linha #2. Mais detalhes sobre as bombas boosters podem ser encontradas na tabela a seguir.

EquipamentoPressão (Design)Pressão (Operação)Temperatura (Design)Temperatura (Operação)CapacidadePotência
Bombas #1 a #7137,9 bar-93°C-5982 m³/d671 KW
Sucção-12-15 bar-80-85 °C--
Descarga-50-55 bar-80-85 °C--
Detalhes das bombas booster de produção
EQUINOR
Sistema de Injeção de Água

A água é produzida nas plataformas fixas em conjunto com o óleo do reservatório é bombeada para o FPSO e Peregrino, local onde sofre separação primária. Após ter sido separada no FPSO a água produzida é bombeada de volta para a unidade fixa por meio dos dutos e risers existentes no leito marinho para realizar sua reinjeção no reservatório, através de bombas injetoras (Tabela 4) evitando descarte desnecessário de água oleosa, além de garantir a manutenção das pressões no reservatório.

EquipamentoPressão (Design)Pressão (Operação)Temperatura (Design)Temperatura (Operação)CapacidadePotência
Bombas de Injeção213 bar-93°C-3192 m³/d933 kW
Sucção-55-60 bar-80-85 °C-
Descarga-170-180bar 80-85 °C
Bombas de injeção de água
EQUINOR

Além das funções descritas acima, a água recebida do FPSO possui outros papéis importantes na operação do campo, servindo como suprimento de água para o header de sucção das bombas de transferência de óleo com a finalidade de aumentar o BS&W do blend ou evitar danos às referidas bombas, ao se considerar a manutenção do ponto operacional dentro dos limites aceitáveis. Outra função da água advinda do FPSO é realizar a partida fria da planta, após trip da unidade, onde o fluxo é direcionado para descarga das boosters até atingir determinada temperatura e logo em seguida é alinhado para sução afim de dar prosseguimento de abertura dos poços. 

Portanto, o esquemático geral da unidade fixa de produção pode ser detalhado de acordo com a Figura 5, onde podemos ver que a produção advinda dos poços chega através das linhas laranjas em cada um dos manifolds são então bombeadas pelo conjunto de bombas centrífugas descritos no item 2.1.2.4. Normalmente operam-se duas bombas em cada manifold, transferindo então vazões na ordem de 500m³/h por cada um dos dois risers para o FPSO Peregrino. Já a água produzida, que é representada pela linha verde, retorna do mesmo FPSO e conforme mencionado acima, cumpre com seus principais destinos na planta de transferência.

Esquemático da Planta de Transferência das Plataformas FixasEsquemático da Planta de Transferência das Plataformas Fixas
O autor (2019)

Com relação mais especificamente do arranjo dos poços nos manifolds de produção, representado na Figura 5 pela linha laranja com descrição "X-masTree" , podemos ilustrar através da Figura 6 a configuração entre poços com sua relativa posição no manifold e inferir as seguintes informações do esquemático:

  • Os poços são descritos com a terminologia A frente ao seu número, por exemplo, no lado oeste da unidade temos os poços A01, A02 assim por diante. Este exemplo é válido para a plataforma Peregrino A, enquanto que na Peregrino B os poços possuem terminologia B frente ao seu número indicativo;
  • Os poços de determinado lado do manifold (leste ou oeste) podem ser alinhados para Header 01 ou Header 02. 
  • As bombas de transferência são indicadas pela terminologia BP, de Booster Pumps, seguida por seu número. 
  • Os arranjos entre poços e bombas de exportação deve ser realizado de maneira a se respeitar as vazões operacionais seguras das bombas, as quais podem ser calculadas previamente pelos dados de cada poço, presentes na Figura 6. 

Esquemático da posição dos poços nos Manifolds de ProduçãoEsquemático da posição dos poços nos Manifolds de Produção
O autor (2019)

 FUNDAMENTOS TEÓRICOS

Fundamentos de elevação artificial

De acordo com  CHOLET (2000) elevação artificial é utilizada quando as pressões no reservatório de oleo falharam ao ponto de que o poço não será produzido em sua forma mais economicamente viável somente com sua energia natural.

Os métodos de elevação artificial mais comuns são:

  • Elevação por Embolo e Bombeamento Mecânico
  • Elevação por Gás
  • Bombas Elétricas Submersas (ESPs)
  • Bombas de cavidades progressivas
  • Bombeamento Hidráulico. 

A seleção adequada do método de elevação artificial depende de sua localização no poço, a vazão o ponto de bolha, o head admissível da bomba e a abrasão do produto a ser transferido.

Para o estudo de caso em especifico, após a correta seleção do equipamento de elevação artificial, verificou-se que a bomba centrífuga submersa era o equipamento mais indicado para a aplicação. 

Bombas Centrífugas Elétricas Submersas

As bombas submersíveis elétricas (ESPs) são tipicamente usadas para bombear líquidos sob condições adversas, pois como o nome sugere, a bomba está totalmente submersa no líquido a ser bombeado. Isso permite que a bomba seja alocada em poços profundos para atender necessidades de bombeamento com menores riscos de cavitação, que podem danificar as partes móveis pelo desenvolvimento de bolhas de vapor. Essencialmente, um motor elétrico aciona a bomba e a energia cinética do fluido é aumentada. Essa energia é então parcialmente convertida em pressão, que eleva o fluido através da bomba. As ESPs são bombas centrífugas com eixos verticais e, como resultado, dependem de impulsores rotativos básicos para pressurizar o fluido. (Noonan, 2011) 

Em uma bomba ESP, as vedações mecânicas são usadas para impedir que o fluido do meio migre para o motor - o motor é acoplado à própria bomba e toda a unidade é submersa no fluido que bombeia. Sem selos mecânicos protegendo a unidade fechada, o motor fatalmente entraria em curto-circuito com consequente falha. A configuração mais comum é com o motor na parte inferior, a seção da câmara de vedação no meio e a bomba na parte superior, conforme patenteado por Arutunoff em 1926, porém outras configurações podem existir, de acordo com a Figura 7. As bombas ESPs normalmente são posicionados nos poços acima das perfurações, para que o fluido do poço flua além do motor para seu resfriamento (BeardenBrookbankWilson, 2009).

Possíveis Configurações das ESPsPossíveis Configurações das ESPs
Noonan (2011)

As bombas submersíveis podem apresentar um único estágio ou vários estágios. Cada estágio consiste em um motor em uma carcaça, fechado com vedações mecânicas para evitar vazamentos. O motor está conectado a um cabo que fornece energia para acionar o motor e o invólucro se estende a algum tipo de tubo ou mangueira que o leva à superfície. O motor foi aprimorado ao longo tempo e hoje pode ser projetado para funcionar sob altas temperaturas (até 150°C) e altas pressões devido cada vez mais a extração de petróleo ocorrer em ambientes severos e poços antes críticos necessitarem de expressiva viabilidade. Quando usada com precisão, uma bomba ESP pode diminuir a pressão do poço na parte inferior, permitindo a retirada de uma quantidade maior de óleo do que poderia ser extraído sob condições normais de pressão. O tamanho do diâmetro da bomba varia de 90 milímetros (mm) a 254 mm e as bombas podem ter de um a 8,7 metros de comprimento (RibeiroMatosOliveira, 2005).

A carcaça da bomba submersa pode ser composta de diferentes tipos de metais, como cromo ou aço inoxidável ou polímeros. O aspecto mais importante do invólucro é que ele é hermeticamente fechado. Se algum líquido vazar na carcaça, o motor poderá entrar em curto com facilidade e causar altos custos de reparo. Algumas carcaças são equipadas com construção de vedação mecânica dupla para trabalhos mais árduos. O cabo que alimenta o motor geralmente possui 50 pés em aplicações de uso comercial e pode ser muito maior em situações industriais de maior escala, como poços de petróleo. Muitas bombas possuem uma chave flutuante, que ativa automaticamente o motor quando a bomba está totalmente submersa. (Noonan, 2011).

As bombas submersíveis têm vários pontos fortes, tanto no uso de energia quanto na velocidade de bombeamento. A maioria das bombas submersíveis é classificada como eficaz para uma ampla variedade de líquidos, mas líquidos mais viscosos em profundidades maiores apresentam problemas de pressão que exigem bombas mais fortes para o funcionamento adequado. Além disso, alguns trabalhos podem apresentar fragmentos aleatórios de detritos sólidos e detritos no líquido; portanto, pode ser importante escolher uma bomba submersa com capacidade para lidar com sólidos. (RibeiroMatosOliveira, 2005)

 

Fundamentos do escoamento de fluidos.

Bombas Centrífugas  

Em bombas centrífugas, a energia é transferida ao fluido pela rotação do eixo onde é montado o rotor, com um certo numero de impelidores. A geometria do rotor e seus impelidores caracterizam o tipo da bomba centrífuga e representa a forma como a energia é transferida ao fluido e sua direção na saída do rotor. A vazão da bomba depende de suas características construtivas e das características do sistema onde ela está operando (FilhoRodrigues, 2003).

As bombas centrífugas são constituídas por três partes fundamentais, conforme Figura 8:

  • Rotor ou Impelidor, responsável por impulsionar o fluido.
  • Carcaça, que contém o líquido, envolvendo o rotor, e dispõe de bocais de entrada (sucção) e saída (descarga) do fluido.  
  • Eixo, atravessa a carcaça, conecta-se ao rotor, fornecendo movimento rotativo.

Esquemático de uma Bomba CentrífugaEsquemático de uma Bomba Centrífuga
Filho e Rodrigues (2003)

As bombas centrífugas têm como princípio de funcionamento a criação de duas zonas de pressão: uma de baixa pressão na sucção e outra de alta pressão na descarga (recalque). Na partida é necessário que a carcaça da bomba e tubulação de sucção estejam totalmente preenchidas com o liquido a ser bombeado. O enchimento da carcaça da bomba e a tubulação de sucção é chamado de escorva. O movimento rotativo do rotor faz com que as partículas de líquido sejam impulsionadas para fora. Esse movimento centrífugo cria um “vácuo” na entrada (baixa pressão) e um “acúmulo” na saída (alta pressão) pela redução da velocidade com o aumento de volume na carcaça (no difusor ou pás difusoras). A baixa pressão na sucção transporta novas partículas vindas do meio, estabelecendo um fluxo contínuo de líquido. A alta pressão permite que o líquido vença as perdas impostas pela tubulação e seus acessório. (FilhoRodrigues, 2003)

Teoricamente, a carga de uma bomba centrífuga é definida como energia por unidade de massa que a bomba tem condições de fornecer ao liquido, para uma determinada vazão. Na prática, a carga de uma bomba centrífuga é definida como energia por unidade de peso (força) que a bomba tem condições de fornecer ao líquido, para uma determinada vazão conforme equação:

kgf.mkgf=m(2)\displaystyle {kgf.m \over kgf}=m \tag{2}Análise dimensional
Adaptado de

Diz-se então que é a altura de coluna de liquido (m ou ft) equivalente ao diferencial de pressão que a bomba fornece a uma determinada vazão ou a altura manométrica que a bomba é capaz de vencer em determinada vazão. Como a energia fornecida pelo eixo é constante, quanto maior a vazão, maior a distribuição de energia pela massa de fluido e menor a carga, ou diferencial de pressão atingido. Portanto, desconsiderando perdas de energia por atrito e demais fatores, a carga fornecida ao líquido teria variação linear com a vazão fornecendo assim a curva teórica de uma bomba centrífuga. Porém devido as mencionadas perdas de energia hidráulica no processo, a carga fornecida ao fluido bombeado varia de maneira não linear com a vazão, conforme demonstrado pela Figura 9 na representação de uma "curva real".

Descrição de Perdas de EnergiaDescrição de Perdas de Energia
Filho e Rodrigues (2003)

A potência realmente absorvida pelo líquido, potência útil "Potu", pode ser definida também em função da massa ou do peso, conforme Equação 2:

Potu=ρ.Q.H(3)\displaystyle Pot_u=\rho.Q.H \tag{3}Potência Útil
O autor (2020)


a=b(4)\displaystyle a=b \tag{4}vai
O autor (2020)


A potência absorvida pelo conjunto da bomba é igual a potencia útil somada a todas as perdas de energia no conjunto da bomba, conforme equação 3. Além das perdas  hidráulicas "Ph"devemos considerar ainda:  

Potabs=Potu+Ph+Pv+Pm(5)\displaystyle Pot_{abs}= Pot_u+P_h+P_v+P_m \tag{5}Potência Absoluta
O autor (2020)

Perdas volumétricas "Pv": uma parte da energia cedida ao fluido é perdida pela recirculação do liquido nas partes internas da bomba.  

Perdas mecânicas "Pm": uma parte da energia cedida ao fluido é perdida pelo atrito dos componentes mecânicos da bomba, como atrito nos mancais de rolamento e sistema de vedação dos mancais.

Na pratica, não se faz cálculos das perdas volumétricas e perdas mecânicas, a curva de potencia absorvida é gerada a partir de testes de bancadas no fabricante da bomba, conforme Figura 10 

Curva de Potência com medições em Bancada. Curva de Potência com medições em Bancada.
Royo e Mainar (2004)

As curvas rendimento total "η" x Vazão "Q" representam o rendimento total da bomba em função da vazão, contabilizando os rendimentos hidráulicos h", volumétricos v" e mecânicos m", conforme Equação 4.

η=ηh.ηv.ηm(6)\displaystyle \eta=\eta_h.\eta_v.\eta_m \tag{6}Rendimento Total
O autor (2020)

Para termos práticos, esta eficiência também pode ser calculada pela razão entre a Potência Útil e absorvida, gerando a seguinte curva empírica. 

 Curva rendimento (η) x vazão (Q) Curva rendimento (η) x vazão (Q)
Royo e Mainar (2004)

Na operação de uma bomba, de acordo com CHOLET (2000) existem dois parâmetros importantes para evitar o fenômeno de cavitação, que é a formação de bolhas em seus internos e são chamados respectivamente de NPSHA, (Net Positive Suction Head Available), e NPSHR, (Net Positive Suction Head Required), onde  NPSHA é a pressão de sucção apresentada na entrada da bomba, considerando a altura manométrica, pressão e perda de carga na tubulação de sucção; Já o NPSHR  a energia em pressão absoluta que a bomba requer na sua entrada de sucção para evitar que o fenômeno da cavitação ocorra. Depende das características construtivas da bomba, da sua rotação e da vazão. A cavitação ocorre em níveis de pressão de sucção abaixo do nível de pressão de bolha e os danos da bomba podem ocorrer, embora a bomba possa continuar a apresentar o desempenho hidráulico esperado. Portanto quando o NPSH> NPSHR, provavelmente não ocorrerá o fenômeno da cavitação de acordo com a Equação 5.

NPSH=p0pvρ.g+ΔzhL(7)\displaystyle NPSH = \frac{p_0 - p_v}{\rho.g} +\Delta z - h_L \tag{7}NPSH
O autor (2020)

Onde o NPSH é a diferença da pressão na sucção da bomba "p0" com a pressão de bolha do fluido "pv" acrescida do diferencial de altura do nível de coluna de água acima da linha de sucção "Δz" menos a perda de carga da "hL" das tubulações e acessórios. Fica evidenciado através da Figura 12 a zona crítica para operações de bombas centrífugas, onde a linha tracejada da pressão de vapor indica a fronteira da zona de formação de bolhas de vapor no centro do rotor. 

 

Pressão de BolhaPressão de Bolha
Filho e Rodrigues (2003)

Portanto, para fins de garantir a integridade dos equipamentos e viabilidade econômica seja em projeto ou operação, a pressão na sucção da bomba deve sempre estar acima de pressão de vapor do fluido bombeado nas condições de pressão e temperatura do mesmo. Como orientação utilizamos as curvas de bombas de fabricantes para realizar avaliações necessárias, seja de vazão de operação adequadas pelo diâmetro do impelidor, quanto pressões seguras de operação, conforme Figura 13.

Curva de BombaCurva de Bomba
Equinor (2015)

  

Escoamento em instalações hidráulicas.

Tratando-se de maneira mais específica o projeto de tubulações de uma instalação hidráulica, as primeiras premissas a serem definidas são relativas respectivamente à localidade de retirada e de recebimento do fluido e secundariamente à taxa a qual o mesmo deve ser transferido. Com base destas informações, deverá então haver um delineamento das posições definidas no local e, através de uma planta, realizar um projeto do traçado da instalação. Esta instalação é dividida em duas partes de acordo com Santos (2007): sucção e recalque. A Figura 14 ilustra a seção de sucção que compreende o ponto de tomada do fluido (1) nas suas condições de pressão e temperatura até a entrada de uma bomba (e) e a seção de recalque compreende o trecho da saída da bomba (s) até o local desejado de transferência (2).

Arranjo esquemático da sucção e recalqueArranjo esquemático da sucção e recalque
Santos (2007)

Após identificação do melhor traçado para a instalação hidráulica, o material da tubulação deve ser escolhida com base no tipo de fluido, pressão, temperatura, agressividade, contaminação e custos. Existem diversos materiais que podem ser utilizados, tais como: aço carbono, liga, inox, ferro fundido, não ferrosos como o cobre, latão, alumínio, não metálicos como plástico, cimento, fibra de vidro etc. O mais utilizado nas instalações é o tubo de aço carbono, pois é o que apresenta menor relação custo/resistência mecânica. Os tubos de aço carbono podem ser encontrados com costura (solda) ou sem costura (extrusado) com proteção contra corrosão (galvanizados) ou somente pintura.  (Santos, 2007)

A definição do material é importante durante o dimensionamento devido as perdas de carga geradas pelo atrito do fluido com o material da tubulação durante o transporte serem parâmetros para os cálculos. Existem dois tipos de perda de carga, a localizada e a distribuída, sendo que a localizada ocorre em trechos de tubulação retilíneos e de diâmetro constante, já a localizada ocorre em acessórios e equipamentos. A soma de ambas perdas de carga é a resultante desejada para o projeto. 

ΔhD=f.LD.v22g(8)\displaystyle \Delta h_D=f.\frac{L}{D}.\frac{v^{2}}{2g} \tag{8}Fórmula da Perda de Carga Distribuída
O autor (2020)

Onde:

  • ΔhD é a perda de carga distribuída (m);
  • f é o fator de atrito (adimensional);
  • L é o comprimento da tubulação (m);
  • D é o diâmetro da tubulação (m);
  • v é a velocidade média do escoamento (m/s);
  • g é a aceleração da gravidade (m²/s).

Esta perda de carga ocorre devido as paredes dos dutos retilíneos causar uma perda de pressão distribuída ao longo de seu comprimento que faz com que a pressão total diminua gradativamente. 

Com relação ao fator de atrito, no caso do escoamento laminar (Re < 2000), o fator de atrito é calculado por:

f=64Re(9)\displaystyle f = \frac{64}{Re} \tag{9}Fator de Atrito - Escoamento Laminar
O autor (2020)

Onde Re é o número adimensional de Reynolds: 

Re=ρvDμ(10)\displaystyle Re = \frac{ρvD}{μ} \tag{10}Equação de Reynolds
O autor (2020)

Onde:

  • ρ é a densidade (Kg/m³);
  • v é a velocidade de escoamento (m/s);

  • D é o diâmetro interno da tubulação (m);
  • μ é a viscosidade dinâmica (Kg/m.s)

Já se o escoamento for turbulento (Re > 4000), o fator de atrito é calculador por interação da seguinte forma:

1f=2.log[ε/D3,7+2,51Ref](11)\displaystyle \mathrm{\dfrac{1}{\sqrt{f}}=-2.log\left[\dfrac{ε/D}{3,7}+\dfrac{2,51}{Re\sqrt{f}}\right]} \tag{11}Fator de Atrito - Escoamento Turbulento
O autor (2020)

Onde: 

  • ε/D é a rugosidade relativa (adimensional)

Visto a necessidade de ferramentas de cálculo numérico avançados para realizar tal iteração, Moody calculou o ábaco abaixo (Figura 15) que permite determinar o fator de atrito em função do número de Reynolds e da rugosidade relativa para tubulações comerciais que transportam qualquer líquido (Santos, 2007).

Diagrama de MoodyDiagrama de Moody
Telles e Darcy (1978)

Já com relação à perda de carga localizada, a mesma ocorre em trechos da tubulação onde há presença de acessórios, sejam eles: válvulas, curvas, derivações, registros ou conexões, bombas, turbinas e outros. A presença desses acessórios contribui para a alteração de módulo ou direção da velocidade média do escoamento e, consequentemente, de pressão no local, ou seja, age alterando a uniformidade do escoamento. Dessa forma, há contribuição para o aumento ou diminuição da turbulência no fluido e essa alteração promove a perda de carga. (Santos, 2007)

As fórmulas usadas para o cálculo da perda de carga localizada em uma tubulação (para vários acessórios), utilizam uma expressão geral da perda de carga localizada:

ΔhL=K.v22.g(12)\displaystyle Δh_L=K.\frac{v^2}{2.g} \tag{12}Equação da perda de carga localizada
O autor (2020)

Onde ΔhL é a perda de carga localizada em metros e "K" é um coeficiente (adimensional) relativo ao acessório calculado através das leis de conservação de energia. Usualmente se utilizam planilhas reguladas pela NBR-5656 para referência conforme Figura 15. 

Tabela de perda de carga localizadaTabela de perda de carga localizada
Telles e Darcy (1978)

Chamamos como comprimento equivalente a soma das perdas de carga localizada e distribuída.

Lequ=ΔhD+ΔhL(13)\displaystyle L_{equ}=Δh_D+Δh_L \tag{13}Comprimento Equivalente
O autor (2020)

Uma vez determinado o material, é preciso avaliar o diâmetro dos tubos. Para o cálculo do diâmetro dos tubos, supondo-se que haja uma vazão "Q" é preciso calcular o ponto ótimo entre custo e aplicação. No caso de uma transferência representada pela Figura 14 o custo total (CT) pode ser determinado por:

CT=CB+CL(14)\displaystyle C_T=C_B+C_L \tag{14}Custo Total do Projeto Hidraulico
O autor (2020)

Onde: 

  • CB é o custo do conjunto moto-bomba, incluindo custos de aquisição, instalação, operação e manutenção
  • CL é o custo das linhas, incluindo custo de aquisição dos tubos, válvulas, conexões, mão de obra etc.

Portanto, se aumentarmos o diâmetro da tubulação em relação ao diâmetro ótimo, que até este momento é desconhecido, haverá uma diminuição das perdas, pois a vazão é constante e a velocidade diminui, gerando uma redução da carga manométrica e da potência da bomba. Desta forma, o conjunto moto-bomba é baixo, no entanto, grande diâmetros provocam um aumento significativo no custo das linhas. Portanto, para garantir o diâmetro ótimo é preciso realizar o equilíbrio nos custos que acabe gerando um custo total mínimo. Como exemplo, Santos (2007) define duas grandezas para realizar a avaliação do diâmetro ótimo:

  • P1 como sendo o custo médio por unidade de potência, para o conjunto elevatório;
  • P2 como sendo o custo médio dos assentamentos dos tubos, por unidade de comprimento e unidade de diâmetro;

Onde:

P1=CBPotuP2=CLLequ.D(15)\displaystyle P1 = \frac{C_{B}} {Pot_{u}} \qquad P2=\frac{C_{L}}{L_{equ}.D} \tag{15}Parâmetros para otimização do diâmetro de tubulações
O autor (2020)

Se desenvolvendo estes parâmetros com relação à potência útil da bomba "Potu" e com relação à perda de carga do comprimento equivalente "Lequ" chegamos à seguinte função:

CT=P1.Potu75.η.(Δz+8.f.Lequ.Q2π2.D5.g)+P2.Lequ.D(16)\displaystyle C_T=P1.\frac{Pot_u}{75.\eta}.(Δz+\frac{8.f.L_{equ}.Q^2}{\pi^2.D^5.g}) +P2.L_{equ}.D \tag{16}Custo mínimo vs Diâmetro Ótimo
O autor (2020)

De acordo com o gráfico da função descrita na Equação 14 observamos que a função CB=f(D) é decrescente e a função CL=f(D) é crescente. Desta forma o diâmetro ótimo corresponde ao mínimo custo, ponto de inflexão de CT=f(D) conforme Figura 17.

Custo vs DiâmetroCusto vs Diâmetro
Santos (2007)

Alguns autores preferem tabelar as velocidades de acordo com o tipo de serviço ou tipo de fluido a ser utilizado, recomendando faixas de velocidades consagradas na prática, como geradoras de diâmetros economicamente convenientes, assim como Telles e Darcy (1978) apresentaram em seu trabalho exposto na Figura 18.

Velocidades Recomendadas para TubulaçõesVelocidades Recomendadas para Tubulações
Telles e Darcy (1978)

Hysys

O Hysys é uma poderosa ferramenta de engenharia, que foi criada para modelagem e simulação de processos com cálculos estacionários e dinâmicos. Os diversos recursos disponíveis no pacote estão fundados em sólidos conceitos termodinâmicos, que diferenciam o produto e fazem com que o mesmo seja usado largamente na industria durante a fase de projeto e operações, além de sua utilização para pesquisas em universidades (HAMID2007).

A modelagem de processos não é usada apenas no design de novos processos, é também considerada uma ferramenta muito útil na intensificação e otimização de processos aumentando a eficiência de operação da unidade, minimizando  perdas de materiais e energia, além de possibilitar a avaliação e identificação de mau funcionamento em equipamentos (HAYDARY2019).

Um simulador de processo é um instrumento que oferece a solução numérica de um modelo matemático de acordo com Hamid (2007), que inclui elementos como:

  • Banco de dados de componentes, que contém os valores necessários para o cálculo das propriedades físicas a partir dos modelos termodinâmicos. 
  • Seção de modelos termodinâmicos, que oferece uma ampla gama de opções para o cálculo de equilíbrios de vapor líquido (ELV) e líquido-líquido (ELL), entalpias e outras propriedades termodinâmicas. 
  • Seção de fluxograma, relacionada aos fluxos e equipamentos em análise.
  • Seção de unidades operacionais, para realização dos balanços de massa e energia nas diferentes unidades de operação.
  • Folhas de cálculos, retornando um relatório completo dos resultados da simulação.

As funcionalidades são integradas com o objetivo de tornar uma o trabalho da simulação rápido e fácil, além de desenvolver o mercado com ferramentas mais sofisticadas e auxiliar na otimização de processos. 

Caracterização do petróleo 

O petróleo cru possui uma ampla gama de componentes, com distintos compostos, sendo uma mistura muto complexa que comumente é classificado indiretamente por outras características, como densidade (°API), pressão de vapor Reid, ponto de parafinação e curvas de destilação, do inglês "true boiling point" (TBP). (ManningThompson, 1995)

Independente da forma como ocorre a classificação do petróleo, a amostragem é fundamental neste processo. De acordo com Manning e Thompson (1995) esta pode ser realizada de duas formas, a amostragem diretamente do reservatório ou amostragens de superfície. As amostragens do reservatório são coletadas na primeira oportunidade possível, normalmente durante a perfuração do primeiro poço de exploração. Apesar da maior representatividade destas amostras, as amostragens de superfície também podem ser consideradas, porém precisam ter suas fases recombinadas. Esta recombinação compreende cálculos de equilíbrio termodinâmico com base nos componentes obtidos de ensaios separados, no caso,  da fase gás através de uma cromatografia gasosa e também um ensaio da fase líquida através do ensaio de destilação (TBP).

O conjunto de análises das amostras de petróleo coletadas para determinação de suas propriedades físicas é conhecida como PVT (pressão-volume-temperatura) e compreende segundo Rutledge e Rajagopal (2007) um processo de liberação controlada do gás da mistura. 

O modo como a liberação do gás de uma mistura liquida é processada afeta significativamente as relações PVT e, assim como, os dados de fator volume-formação do óleo e razão de solubilidade. Basicamente são duas as liberações existentes-flash e diferencial. A Liberação Flash é a liberação na qual o gás que vai saindo de solução à medida que a pressão vai sendo reduzida permanece mantido em contato com o liquido do qual saiu. Este procedimento se realiza na célula PVT que consiste de um cilindro onde é colocada a amostra a ser analisada. A pressão no interior da célula, ou seja, a pressão a que é submetido o fluido durante os vários estágios do experimento, é reduzida recuando o pistão (mecânico) que mantém a célula pressurizada. Nesta liberação a composição total do sistema permanece constante pois o gás não é removido da célula onde é feita a liberação e o equilíbrio termodinâmico entre as fases é alcançado.  Este experimento inicia-se, geralmente, numa pressão acima da pressão de bolha. Durante este procedimento, a cada estagio de pressão, é medido o volume total de hidrocarbonetos (líquido e gás) existente no interior da célula e, caso exista, também é medido o volume de gás liberado,assim como o volume de líquido final. Portanto na liberação flash são obtidos a pressão de bolha e o coeficiente de compressibilidade isotérmica do liquido acima da pressão de bolha. Ao término do experimento deve-se medir separadamente o volume final de gás e líquido em condição padrão de temperatura e pressão. (Rutledge Rajagopal , 2007).

Portanto, para a simulação no Hysys os parâmetros obtidos no PVT serão utilizados para modelagem do fluido de cada poço.

Modelos termodinâmicos. 

A simulação de processos de transferência e separação depende da precisão da modelagem termodinâmica do equilíbrio de fases. As equações de estado cúbicas são os modelos termodinâmicos mais aplicados para a correlação e predição do equilíbrio de fases a altas pressões e estão disponíveis nos principais simuladores de processos. São utilizadas para calcular grande parte das propriedades necessárias para realizar os balanços de massa e energia, tanto para substâncias puras quanto para misturas, dentre elas destacam-se as composições e as densidades das fases líquida e vapor, além das entalpias e entropias das correntes. A precisão do cálculo do equilíbrio de fases com as equações de estado é representada pelos parâmetros de interação binária das regras de mistura aplicadas, que são as relações que expressam a dependência com a composição dos parâmetros das diferentes equações de estado. (CUNHA , 2014).

O equilíbrio de fases termodinâmico determina os limites para a transferência de massa entre as diferentes fases de um sistema, o qual revela o conhecimento das composições das fases no equilíbrio, a distribuição dos componentes individuais entre as fases e as quantidades delas em equilíbrio, assim como as suas variações com a temperatura e pressão e a concentração dos vários componentes (ManningThompson, 1995).

Para suportar a seleção dos modelos termodinâmicos CARLSON (1996), em seu trabalho preparou um diagrama para escolha de um modelo termodinâmico mais adequado para o caso desejado.

Diagrama de Carlson para escolha de modelos termodinâmicosDiagrama de Carlson para escolha de modelos termodinâmicos
CARLSON (1996)

No caso desta simulação em específico, utilizaremos pseudo-componentes, que são originados de através cálculos baseados nas informações de característica física do petróleo, obtidas através do ensaio de PVT, destilação e cromatografia. Portanto, os três modelos indicados para o estudo seriam Chao-Seader, Grayson-Streed e Braun K-10. De acordo com Chang, Pashikanti e Liu (2012) em seu extenso trabalho perceberam que em refinarias os métodos termodinâmicos de atividade de coeficiente são mais representativos para predições de propriedades físicas de pseudo-componentes do que os métodos de equações de estados, que são calculados através de propriedades críticas.

Apesar de modelos termodinâmicos possuírem acurácia representativa para diversas propriedades físicas, algumas outras ainda não possuem a mesma definição, conforme mencionado por  Perry e Green (2008), a estimativa da viscosidade da mistura de líquidos é bem complexa e carece de modelos acurados, visto que a viscosidade é fortemente afetada por grandes diferenças de tamanho molecular e fortes interações cruzadas entre os diferentes tipos de moléculas. Gráficos de composição de viscosidade para as misturas podem ter máximos ou mínimos, e as viscosidades para essas misturas são particularmente difíceis de estimar.

Metodologia aplicada

O primeiro passo para realizar a simulação foi a definição de como realizar a modelagem do óleo do poço de Peregrino através do Hysys. Para tanto, foi coletado as análises de PVT de todos os poços deste estudo de caso. Como exemplo, a simulação será realizada no poço A22 e replicada para os demais poços, devido o mesmo possuir um bom potencial de produção de óleo e água, em torno de 5000 barris/dia para cada um dos fluidos e consequentemente será referência na análise dos parâmetros de viscosidade e densidade da mistura.

No apêndice é possível acessar os dados do teste de PVT, inclusive a cromatografia do fluido. Para fins de calibração, os dados simulados no Hysys serão comparados com os dados de densidade e viscosidade do teste do PVT.

Ao se solicitar a criação de um novo modelo de óleo na ferramenta "Oil Manager"  foi informado para o software quais as informações disponíveis para criação dos pseudo-componentes com melhor correlação com a realidade. Neste caso, conforme pode ser visto no Anexo, as informações de peso molecular, densidade nas condições padrão de pressão e temperatura além das viscosidades na menor pressão possível às temperaturas de 70°C e 95°C foram fornecidas.   

Propriedades físicas do poço A-22Propriedades físicas do poço A-22
O autor (2020)

Em seguida, para o mesmo modelo de óleo do poço A22 a composição dos componentes leves , parafínicos, aromáticos e naftênicos foram incluídos. 

Composição Cromatográfica dos componentes leves do poço A-22Composição Cromatográfica dos componentes leves do poço A-22
O autor (2020)

Resultando na simulação do ensaio de destilação, onde pode ser visto a temperatura de corte de cada fase dos produtos destilados. Para termos de avaliação, caso determinada refinaria utilizasse somente o óleo do poço A22 esta seria a distribuição de seus produtos, apresentando uma grande quantidade de componentes pesados, os quais podem por ventura se tornarem mais atrativos comercialmente através de tratamentos catalíticos..  

Distribuição por cortes de temperatura e produtos do óleo do A-22Distribuição por cortes de temperatura e produtos do óleo do A-22
O autor (2020)

Conforme já previsto por Perry e Green (2008), a viscosidade é um parâmetro de difícil modelagem. A maneira mais usual de se realizar modelagens de viscosidade é através da variação de temperatura em uma pressão constante, onde os arranjos dentro do próprio Hysys já auxiliam a inserção dos dados, porém como o ensaio de PVT fornece somente a variação da viscosidade em função da pressão, os dados precisam ser ajustados. Como pode ser visto pelo Figura 23, a inflexão de viscosidade na altura de 30 bar, devido a formação do ponto de bolha nesta região é algo característico da formação dos hidrocarbonetos presentes na mistura. Para contornar o problema foi realizada a simulação com o valor da viscosidade em seu ponto médio de ebulição, conforme indicado pelo GPSA (2004) no capítulo que trata as propriedades físicas do petróleo. Outro fator importante que será abordado nas análises futuras do estudo de caso é relativo ao BS&W, que é a quantidade de água presente nos poços que alteram consideravelmente esta média.  

Dados reais de viscosidade (cP) x pressão (bar_a) do petróleo do poço A-22 com comparação do valor obtido pelo simulador HysysDados reais de viscosidade (cP) x pressão (bar_a) do petróleo do poço A-22 com comparação do valor obtido pelo simulador Hysys
O autor (2020)

Porém em compensação à aproximação necessária para prosseguir com a simulação no parâmetro de viscosidade, os valores de densidade e consequentemente do grau API do óleo apresentaram uma correlação bastante satisfatória, conforme pode ser visto na Tabela 5, onde desvios na ordem de 6% para o fluido simulado foram encontrados em comparação com as medições reais realizadas através da análise de PVT. 

Comparação entre densidade real e densidade simulada pelo HysysComparação entre densidade real e densidade simulada pelo Hysys
O autor (2020)

Seguindo o escopo do estudo de caso, uma situação operacional real deve ser retratada como sendo o ponto de partida para as avaliações. Para tanto, em determinado dia, os seguintes poços A06, A12, A21, A22, A28, A05, A04 e A29  estavam operando no Header 02 da plataforma de produção fixa A (PGA) do campo de Peregrino através das bombas de transferência (booster pumps) BP#4 e BP#5 conforme pode ser ilustrado pela Figura 24.

Poços A06, A12, A21, A22, A28, A05, A04 e A29 em operação no Header 02 e transferidos pelas bombas BP#4 e BP#5 para o FPSO PeregrinoPoços A06, A12, A21, A22, A28, A05, A04 e A29 em operação no Header 02 e transferidos pelas bombas BP#4 e BP#5 para o FPSO Peregrino
O autor (2020)

Utilizando-se da ferramenta "Oil Manager"  do software Hysys todos os ensaios de PVT dos poços selecionados na Figura 24 foram modelados e uma análise crítica semelhante à realizada para o A22 foi conduzida individualmente para atestar qualidade da simulação nos estágios posteriores, conforme pode ser verificado na Figura 25, todos os poços do Header 02 possuem boa correlação entre os mesmos (Ponto de Bolha, °API, Viscosidade e RGO), bem como entre os dados coletados durante os ensaios de PVT, disponíveis no apêndice. 

Comparação de dados simulados entre poços e com características apresentadas em ensaios de PVT.  Comparação de dados simulados entre poços e com características apresentadas em ensaios de PVT.
O autor (2020)

Seguindo a modelagem, coletou-se os dados de fundo de poço (pressão e temperatura) disponíveis no sistema supervisório da unidade e para serem o suporte da simulação, a qual deverá utilizar estes dados em conjunto com a curva característica de vazão, head e potência da ESP para simular pressão na descarga de determinada bomba, após a inclusão do modelo da curva no simulador, o qual será detalhado. Os dados coletados no sistema supervisório para todos os referidos poços estão disponíveis na seção de apêndice para consulta. 

Para a inclusão dos dados da ESP no simulador, foi necessário buscar na folha de dados da bomba sua curva teórica, que no caso específico estava referenciada para somente um estágio na rotação de 3500 rpm. Utilizando-se das relações de similaridade das bombas as curvas operacionais foram calculadas para diferentes rotações (2500, 3000 e 4000 rpm). 

Curva HC12500 para 1 estágio na velocidade de 3500 RPM - Baker HughesCurva HC12500 para 1 estágio na velocidade de 3500 RPM - Baker Hughes
Equinor (2015)

As correções de viscosidade não serão consideradas neste primeiro momento da modelagem, pois quando a corrente de BS&W for inserida no modelo, a mistura poderá causar emulsão ou até mesmo melhorar o escoamento, no caso de volumes de água produzidas acima 60 a 70%. Caso seja necessário um ajuste na viscosidade devido a emulsão dentro do próprio simulador Hysys é possível utilizar um método de ajuste de viscosidade, sempre importante se basear nos valores reais da unidade como pressão e temperatura, afim de encontrar a viscosidade correta da emulsão, portanto as Figuras 27 e 28 representam o modelo a ser inserido no Hysys para o referido poço sem nenhum ajuste.

Head vs Vazão para ESP de 64 estágios do poço A22 - Modelo a ser inserido no HysysHead vs Vazão para ESP de 64 estágios do poço A22 - Modelo a ser inserido no Hysys
O autor (2020)

Potência vs Vazão para ESP de 64 estágios do poço A22 - Modelo a ser inserido no HysysPotência vs Vazão para ESP de 64 estágios do poço A22 - Modelo a ser inserido no Hysys
O autor (2020)

Os dados das curvas operacionais calculadas da ESP do poço A22, representado através das figuras 27 e 28 foram inseridos no Hysys em conjunto com o suporte de pressão e temperatura de fundo já mencionados anteriormente. A vazão de óleo alocada para o cálculo do ponto operacional é resultante do ultimo teste de vazão do poço realizado, o qual é submetido nas condições de operação otimizadas para a ANP, afim de atestar produção mencionada, que no caso do A22 foi de 871 m³/D de óleo produzido no BS&W de 42%, conforme pode ser visto no Gráfico 1, retirado do supervisório da unidade. 

Gráfico de Tendências do A22. Pode ser visto neste gráfico as variáveis de vazão, pressão de fundo e cabeça de poço, bem como sua a temperatura e frequência de operação.Gráfico de Tendências do A22. Pode ser visto neste gráfico as variáveis de vazão, pressão de fundo e cabeça de poço, bem como sua a temperatura e frequência de operação.
O autor (2020)

Pode-se verificar com os dados inseridos no Hysys uma excelente correlação das pressões de descarga da ESP. Obteve-se uma pressão de descarga de 226 bar em comparação com a pressão de 224 bar obtida na medição real que pode ser retirada do Gráfico 1. Não levou-se em consideração possíveis desgastes nos impelidores e nem a distância do ponto de medição real de pressão da descarga da ESP em relação ao ponto teórico. Mesmo com certas imprecisões o desvio foi menor do 1% do valor medido, que pode ser considerado dentro dos limites para prosseguimento do estudo de caso.  A figura 29 abaixo representa o ponto simulado de operação das curvas inseridas no Hysys.

Ponto operacional simulado do A-22 pelo HysysPonto operacional simulado do A-22 pelo Hysys
O autor (2020)

Para obter a pressão de cabeça do poço simulada, será previso modelar a coluna de produção no Hysys pelo método de Tulsa trifásico. Para tal modelagem, será utilizado as medidas registradas na documentação de completação do poço A22, como a profundidade do poço, a distância vertical do mesmo e o diâmetro interno da tubulação instalada no poço, conforme pode ser visto na Figura 30, o poço tem profundidade real (TVD) de 2086.15 m até a descarga da ESP e comprimento total (MD) de 3890.69 m devido angulações em sua construção. 

Esquemático de completação da Coluna de produção do poço A-22Esquemático de completação da Coluna de produção do poço A-22
Equinor (2015)

Inserindo os valores da coluna de produção no simulador, podemos obter uma correlação bem aproximada com o valor de pressão de cabeça medido em campo, onde o valor simulado foi de 14,35 bar conforme perfil de perda de carga simulado na Figura 31 e o valor medido foi de 14,05 bar, que pode  ser conferido no Gráfico 1.

Perfil de queda de pressão na coluna de produção do poço A22Perfil de queda de pressão na coluna de produção do poço A22
O autor (2020)

 Com boas correlações obtidas para os principais parâmetros de interesse para a análise, o estudo propõe-se a avaliar a influência da contra-pressão do header de sucção das bombas de transferência, avaliando os possíveis ganhos em termos energéticos e de produção, devido o fenômeno de alívio do header mencionado. Afim de atingir o objetivo proposto, adotou-se a estratégia de avaliação da influência do alívio da pressão de cabeça em pontos de pressão pre-determinados, simulando assim as consequências de tal variação em termos de potência e ganhos de produção. Para tanto, foi utilizado a ferramenta "Adjust" do Hysys afim de alterar a vazão de fluido para simular uma menor pressão na cabeça do poço. Com tal estratégia, o seguinte Gráfico 2 é gerado:

Curva de Produção e Potência do poço A22Curva de Produção e Potência do poço A22
O autor (2020)

Como pode ser visto no Gráfico 2, vazão de óleo tem seu maior valor, na ordem de 40m³/h com a menor pressão de cabeça, em 7 bar e consequentemente, na maior pressão de cabeça, em torno de 16 bar sua menor vazão de óleo produzido, na ordem de 33m³/h. A potência por sua vez segue a tendência da vazão, quanto maior esta grandeza, maior será a potência consumida. 

Resultados

Seguindo com a modelagem, os mesmos passos descritos acima foram realizados com os demais poços, gerando as seguintes tabelas para serem objeto principal do estudo de caso.  

Ponto de testePressão de Cabeça(bar)Óleo Produzido (m³/hr)Volume de água (m³/hr)Potência (KW)
116.0033.7831.18444.51
215.0034.6531.98452.54
314.0035.5432.81461.13
413.0036.3933.59469.42
512.0037.1334.28476.71
611.0037.7834.88482.86
710.0038.3535.40488.04
89.0038.8535.87492.48
98.0039.3136.28496.27
107.0039.7236.66499.57
A-22 Curva de Produção vs Pressão de Cabeça
O autor (2020) 

Ponto de testePressão de Cabeça(bar)Óleo Produzido (m³/hr)Volume de água (m³/hr)Potência (KW)
116.0018.3783.67485.90
215.0018.5084.27487.66
314.0018.6384.87489.36
413.0018.7685.46491.00
512.0018.8986.05492.59
611.0019.0286.63494.12
710.0019.1487.20495.60
89.0019.2787.76497.03
98.0019.3988.32498.41
107.0019.5188.88499.75
A-29 Curva de Produção vs Pressão de Cabeça
O autor (2020) 

Ponto de testePressão de Cabeça(bar)Óleo Produzido (m³/hr)Volume de água (m³/hr)Potência (KW)
116.0022.6212.18430.77
215.0023.0212.40431.72
314.0023.4212.61432.67
413.0023.8212.83433.63
512.0024.2113.04434.58
611.0024.6113.25435.53
710.0025.0013.46436.47
89.0025.3813.67437.42
98.0025.7713.87438.36
107.0026.1514.08439.30
A-21 Curva de Produção vs Pressão de Cabeça
O autor (2020) 

Ponto de testePressão de Cabeça(bar)Óleo Produzido (m³/hr)Volume de água (m³/hr)Potência (KW)
116.0039.360.00418.06
215.0040.140.00419.26
314.0040.770.00420.24
413.0041.490.00421.35
512.0042.200.00422.45
611.0042.910.00423.54
710.0043.610.00424.62
89.0044.300.00425.68
98.0044.990.00426.73
107.0045.680.00427.77
A-06 Curva de Produção vs Pressão de Cabeça
O autor (2020) 

Ponto de testePressão de Cabeça(bar)Óleo Produzido (m³/hr)Volume de água (m³/hr)Potência (KW)
116.0011.650.24183.97
215.0013.830.28187.92
314.0015.840.32191.92
413.0017.780.36196.46
512.0019.730.40201.91
611.0021.730.44208.53
710.0023.830.49216.45
89.0026.060.53224.93
98.0028.340.58233.14
107.0030.500.62240.30
A-12 Curva de Produção vs Pressão de Cabeça
O autor (2020) 

Ponto de testePressão de Cabeça(bar)Óleo Produzido (m³/hr)Volume de água (m³/hr)Potência (KW)
116.0027.9524.79541.23
215.0028.1224.94541.79
314.0028.2925.09542.35
413.0028.4625.24542.92
512.0028.6425.39543.48
611.0028.8125.55544.04
710.0028.9825.70544.60
89.0029.1525.85545.17
98.0029.3226.00545.73
107.0029.4926.15546.29
A-28 Curva de Produção vs Pressão de Cabeça
O autor (2020) 

Ponto de testePressão de Cabeça(bar)Óleo Produzido (m³/hr)Volume de água (m³/hr)Potência (KW)
116.0021.3849.88488.75
215.0021.6050.40490.25
314.0021.8250.92491.77
413.0022.0551.45493.31
512.0022.2851.98494.89
611.0022.5152.52496.53
710.0022.7453.06498.23
89.0022.9853.61500.02
98.0023.2254.17501.93
107.0023.4654.74503.98
A-05 Curva de Produção vs Pressão de Cabeça
O autor (2020) 

Ponto de testePressão de Cabeça(bar)Óleo Produzido (m³/hr)Volume de água (m³/hr)Potência (MW)
116.0016.3465.35466.60
215.0016.5366.11469.46
314.0016.7266.87472.39
413.0016.9167.63475.39
512.0017.0968.38478.44
611.0017.2869.12481.48
710.0017.4669.83484.30
89.0017.6370.54487.14
98.0017.8171.24489.99
107.0017.9871.93492.85
A-04 Curva de Produção vs Pressão de Cabeça
O autor (2020) 



Apêndice

Análise de PVT do A22 - Análise composicional através de cromatografia gasosaAnálise de PVT do A22 - Análise composicional através de cromatografia gasosa
Equinor (2015)

Coleta de Dados no sistema Supervisório de Pressão de Fundo e Temperatura de fundo dos poços do Header 02.Coleta de Dados no sistema Supervisório de Pressão de Fundo e Temperatura de fundo dos poços do Header 02.
O autor (2020)

Referências

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VianaDandara. Perda de carga: Conceitos e aplicações. Guia da Engenharia. Piauí, 2019. Disponível em: https://www.guiadaengenharia.com/. Acesso em: 6 Jan. 2020.

APÊNDICE A — Subtitítulo do apêndice

Apêndices tem objetivo de melhorar a compreensão textual, ou seja, completar ideias desenvolvidas no decorrer do trabalho.

ANEXO A — Subtitítulo do anexo

Anexos são elementos que dão suporte ao texto, mas que não foram elaborados pelo autor.

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