BR102020014863A2 - Sistema e método para elevação artificial através da redução da densidade média da coluna hidrostática em poços de petróleo - Google Patents

Abstract

A presente invenção trata de um sistema e método de elevação artificial aplicado em poços de petróleo onshore ou offshore em completação seca ou molhada visando aumentar a eficiência e capacidade de vazão de produção provendo a confiabilidade e flexibilidade do gas lift contínuo, contornando assim suas limitações quanto à expansão e coalescência de bolhas. A presente invenção pode ser aplicada de modo contínuo ou em situações pontuais, tais como avaliação de produtividade de poços, partida de sistemas de gas lift ou testes específicos. Além disso, pode ser aplicada em sistemas de injeção química para redução da densidade do produto químico, de forma a evitar o fenômeno de quebra de coluna (u-tube effect).

Description

SISTEMA E MÉTODO PARA ELEVAÇÃO ARTIFICIAL ATRAVÉS DA REDUÇÃO DA DENSIDADE MÉDIA DA COLUNA HIDROSTÁTICA EM POÇOS DE PETRÓLEO Campo da Invenção

[001] A presente invenção trata de um sistema e método de elevação artificial aplicado em poços de petróleo onshore ou offshore em completação seca ou molhada visando aumentar a eficiência e capacidade de vazão de produção provendo a confiabilidade e flexibilidade do gas lift contínuo, contornando assim suas limitações quanto à expansão e coalescência de bolhas.

Descrição do Estado da Técnica

[002] O gas lift contínuo é um método de elevação artificial de petróleo, predominante em poços offshore devido à sua confiabilidade e flexibilidade. Nesse método, conforme ilustrado na Figura 1 por um esquema de um poço (20) produtor de petróleo ou gás natural equipado para gas lift, o sistema compreende em uma rocha-reservatório (1), coluna de revestimento (2), coluna de produção (3), obturador ou packer (4), câmara (5) abaixo do packer, espaço anular (6), canhoneados (7), ponto de coleta (8), linha de produção (9), fonte de gás (10), linha de serviço/gas lift (11), árvore de natal (12), válvula de gas lift (13), em que o gás natural à alta pressão de uma fonte de gás (10), em geral um compressor, é conduzido por uma tubulação (11) e injetado no espaço anular (6) formado entre a coluna de revestimento (2) e a tubulação ou coluna de produção (3) através da qual flui a produção de fluidos provenientes do reservatório (1).

[003] Em algumas posições ao longo da coluna de produção (3) colocam-se válvulas de gas lift (13), as quais controlam o escoamento de gás proveniente do espaço anular (6) para o interior da coluna de produção (3). O gás normalmente é injetado de forma contínua através da válvula de gas lift específica na coluna de produção, denominada válvula operadora. A expansão deste gás pressurizado e a consequente redução de densidade aparente da mistura multifásica permitem que o escoamento dos fluidos provenientes do reservatório (1) seja possível em determinada vazão. Esses fluidos são conduzidos pela tubulação (9) até o ponto de coleta (8) aonde são separados e tratados.

[004] Existem vários tipos de válvulas de gas lift (13), em geral, algumas das válvulas ao longo da tubulação abrem somente em caso da descarga do poço após intervenção com sonda ou na necessidade eventual de retomada da produção após uma parada acidental ou preventiva da produção do poço. Essas são chamadas de válvulas de descarga (ou de partida). Normalmente, na operação cotidiana do poço, a injeção se dá por apenas uma válvula de gas lift (13), em geral a mais profunda, que é chamada, então, de válvula operadora. Há situações, como a da Figura 1, em que só se emprega uma única válvula de gas lift (13), que faz o papel de válvula operadora e de descarga.

[005] A mistura de um gás aos fluidos provenientes do reservatório permite a redução da densidade aparente da mistura bifásica acima do ponto de injeção, facilitando o escoamento dos fluidos provenientes do reservatório em certa vazão e de forma contínua. Portanto, o ideal é que o gás injetado seja o mais leve possível, como por exemplo, o gás hélio. Porém, por razões práticas, quase sempre se utiliza o próprio gás natural, que é separado do petróleo na superfície e comprimido na pressão requerida para a injeção.

[006] Embora simples e eficaz, o gas lift contínuo apresenta alguns aspectos que limitam sua eficiência e capacidade de vazão em um poço real. O principal deles se refere à expansão e coalescência das bolhas de gás. Com a formação de bolhas progressivamente maiores há um aumento do escorregamento entre as fases gasosa e líquida com aumento do hold-up (fração efetiva de líquido em cada seção reta da tubulação) e consequente aumento da densidade aparente, o que em última instância acaba por reduzir a vazão possível de produção do poço. Além disso, nos poços offshore de completação molhada, a mistura bifásica produzida percorre uma tubulação desde a cabeça do poço no fundo do mar até a plataforma na superfície. Em geral, há um longo trecho horizontal (chamado de flowline) e um trecho inclinado/vertical (chamado de riser). Na flowline, o escoamento de líquido com grandes bolhas de gás resulta em uma velocidade média elevada e, daí, a um atrito excessivo, o que também acaba por limitar a vazão de produção.

[007] Além dessa limitação ligada ao escoamento bifásico em si, é preciso lembrar que a própria aplicação do gas lift contínuo requer o uso de compressores e exige a disponibilidade de gás natural em vazão suficiente. Embora o gás natural usado para o gas lift acabe formando um ciclo fechado, é necessária uma alimentação eventual para repor perdas e, principalmente, é necessária uma boa fonte de gás natural quando da retomada da produção após uma parada de processo. Existem campos de petróleo que não produzem quantidade significativa de gás e são relativamente isolados de forma que não se pode aplicar o gas lift, mesmo que esse seja o método mais indicado, por falta dessa fonte de gás. Mesmo quando a fonte de gás natural não seja problema, compressores são caros e ocupam espaço significativo na plataforma. Eventos diversos também podem limitar a capacidade de compressão destinada para gas lift, prejudicando a injeção da vazão ótima em cada poço. Mesmo em fase de projeto, aspectos econômicos, logísticos, operacionais ou de mercado podem limitar a própria pressão máxima de compressão, levando à necessidade de se injetar nos poços em uma profundidade menor do que a ideal, o que também resulta em perda de vazão de produção.

[008] Uma solução mitigadora conhecida para os efeitos prejudiciais da expansão e coalescência das bolhas no gas lift é a atomização do gás, o que reduz o escorregamento entre as fases, no qual é descrito nas referências PI0004685-1 e WO2015139100 que indicam o uso de chokes de fundo de geometria peculiar para atomização das bolhas. Um dispositivo com a mesma função pode ser visto na patente US7510012. Por seu turno, a patente US6983804 sugere o uso de uma válvula de gas lift com material poroso para atomizar o gás. Essas soluções se baseiam no fato conhecido de que um escoamento gás-líquido com bolhas de gás finamente divididas apresenta um escorregamento menor entre as fases e uma coalescência retardada.

[009] Outra maneira de retardar a coalescência é o uso de produtos químicos como sugerido na patente US7565933. Todas essas soluções, no entanto, não evitam a expansão do gás. Além disso, se aplicam ao gas lift tradicional, que necessita de uma fonte de gás conforme a pressão no escoamento vai se reduzindo. Além disso, se aplicam ao gas lift contínuo tradicional sem alterar essencialmente o método e sua necessidade básica de uma fonte de gás a alta pressão.

[0010] As referências US20140151020, US8430172 e US8936093 descrevem métodos para utilização de pequenas esferas ocas preenchidas com gás para elevação artificial em poços produtores de petróleo. O uso desse tipo de material é conhecido dos versados na tecnologia de perfuração sub-balanceada de poços de petróleo. Em casos especiais, o uso de fluido de perfuração (drilling mud) mais leve que o habitual é requerido, se constituindo em um dos elementos da tecnologia de perfuração sub-balanceada (underbalance drilling). Uma maneira eficaz de conseguir essa redução é a adição de microesferas ocas, em geral de vidro, ao fluido normal de perfuração, o que permite ajustar a densidade do fluido circulado no poço durante a perfuração. Isso permite ajustar, para o valor adequado, a densidade do fluido circulado no poço durante a perfuração, considerando as características específicas das formações rochosas atravessadas pelo poço. Esse recurso em perfuração de poços pode ser visto, por exemplo, na patente US6530437. Por outro lado, o uso desse recurso para produção de petróleo foi proposto nos documentos US8430172, US20140151020 e US8936093, no entanto, não se conhece aplicação prática dessas referências. Tais documentos mencionados propõem a introdução de esferas flutuantes (esferas ocas com gás) via a coluna de produção, nas quais acabariam no pé da coluna e, saindo para o espaço anular, criando um efeito similar ao do gas lift. Na superfície, as esferas seriam separadas do fluido produzido e reinjetadas. Ademais, é prevista que a injeção se dê pelo anular e a produção pela coluna de produção, como usual no gas lift, e também poderiam ser usadas combinações de esferas de vários tamanhos, materiais e formas.

[0011] Embora seja uma maneira de aplicar em poços produtores a tecnologia de “perfuração sub-balanceada com esferas ocas”, os sistemas e métodos descritos em tais documentos apresentariam uma série de dificuldades de implementação na prática. Inicialmente, deve-se observar que não é recomendável a produção pelo espaço anular, uma vez que o contato do revestimento com fluidos perigosos e agressivos pode levar a problemas de integridade do revestimento e do poço como um todo, o que é particularmente grave em poços offshore. Mas, mesmo com produção prevista através da coluna (injeção das esferas pelo anular) há importantes limitações de viabilidade.

[0012] Em um primeiro aspecto, a ausência de um obturador (packer) no espaço anular não é prática usual e não é recomendável, causando possível contrapressão no reservatório e dificultando a injeção controlada das esferas na coluna de produção.

[0013] Em um segundo aspecto, mesmo com um obturador e a simples entrada das esferas em um ponto da coluna acima do obturador, o escoamento de esferas discretas em uma área tão ampla como a do anular e em profundidades tão grandes levaria à formação de gradientes de concentração das mesmas e a uma injeção de esferas em proporções variáveis no ponto de injeção, induzindo oscilações na densidade aparente acima do ponto de injeção, com grande possibilidade de introduzir severas instabilidades no escoamento do fluido do poço, o que é um sério problema operacional.

[0014] Em um terceiro aspecto, o escoamento de esferas rígidas no anular pode, a depender do material, velocidade e outros fatores, causar erosão no revestimento e válvulas da árvore de natal o que, pode prejudicar a integridade do poço.

[0015] Em um quarto aspecto, não é possível a aplicação concomitante com outro método de elevação, o que pode ser uma opção valiosa em certos casos.

[0016] O documento US5671813 revela um método para remoção do óleo que se acumula na coluna de produção de um poço produtor de petróleo, na qual duas colunas de produção são assentadas desde a cabeça do poço até uma zona próxima a região produtora, onde encontra uma interligação entre eles, de forma a permitir que uma interface mecânica extremamente flexível, lançada de superfície, possa descer por uma das colunas e subir pela outra, empurrando consigo todo o óleo existente das colunas. O deslocamento de interface mecânica é obtido por meio de aplicação de gás a alta pressão na coluna na qual a interface mecânica esteja previamente localizada.

[0017] A referência WO2004029404 revela um sistema de bombeamento para injetar esferas flutuantes em um poço de petróleo ou gás compreendendo em um alimentador contendo uma pluralidade de esferas flutuantes, e uma bomba de esfera na proximidade do alimentador, com primeira e segunda rodas rotativas, em que a primeira roda tem uma pluralidade de entalhes e a segunda roda tem uma pluralidade de entalhes correspondentes, de modo que durante a rotação das rodas, os primeiro e segundo entalhes da roda combinam temporariamente para formar a pluralidade de bolsos, em que cada receptor recebe ejeta uma das várias esferas flutuantes do alimentador durante a rotação da primeira e segunda rodas.

[0018] O documento US20030141073 revela um método de injeção de gás à alta pressão, diretamente em um reservatório recém-aberto ou previamente, saturando os hidrocarbonetos para melhorar sua mobilidade e fluxo na produção de poços. Ocorre a injeção simultânea de gás, miscível ou não, nos tampões de suprimento de gás e na zona de efeitos adicionais, para auxiliar o processo de ressaturação. Os injetores são operados por um flutuador de fundo de poço e são aprimorados para operarem em altas pressões constantes, para garantir o fluxo do petróleo. O sistema detecta a diferença entre líquido e gás e fecha a válvula para reter o gás dentro do poço. Esse gás é redirecionado para um reservatório no qual será reaproveitado pelos seus contínuos benefícios.

[0019] Nenhum documento do estado da técnica revela um sistema e método para elevação artificial em poços de petróleo tal como aquele da presente invenção.

[0020] Assim, há necessidade de um sistema e método de elevação que apresente a confiabilidade e flexibilidade do gas lift contínuo, provendo um aumento da eficiência e da capacidade de vazão, ao contornar suas limitações quanto à expansão e coalescência de bolhas. Ademais, há necessidade de ampliar a facilidade de aplicação do gas lift a situações onde não haja disponibilidade de gás natural pressurizado.

[0021] Com o intuito de solucionar tais problemas desenvolveu-se a presente invenção, através de um sistema e método que mantém a relativa simplicidade, confiabilidade e flexibilidade do gas lift ao mesmo tempo que não necessita de fonte de gás a alta pressão para sua aplicação e não ocorre a expansão livre das bolhas de gás e tampouco a coalescência das mesmas, evitando escorregamento excessivo entre as fases e aumento excessivo das velocidades/atrito. Isso resulta numa contrapressão menor no reservatório e maiores vazões de produção. Além disso, em certos casos, pode-se reduzir a capacidade de compressão necessária na plataforma.

[0022] Ademais, com a devida escolha de materiais e o uso de tubulação paralela no poço, não há maiores alterações em termos de segurança. As esferas podem ser preenchidas com gás inerte a baixa pressão para evitar riscos de saúde e segurança em seu manuseio.

[0023] Em relação à confiabilidade dos poços, o uso de coluna paralela reduz eventuais riscos. O acoplamento da mesma com mandris de bolsa lateral de gas lift equipados com válvulas de gas lift, injeção química ou similares permite a substituição das mesmas com operação de arame

[0024] Por não requerer uma fonte de gás a alta pressão, a presente invenção tende a ser mais confiável, particularmente quanto ao reinicio da produção após parada geral da plataforma.

Descrição Resumida da Invenção

[0025] A presente invenção trata de um sistema e método de elevação artificial aplicado em poços de petróleo onshore ou offshore em completação seca ou molhada visando aumentar a eficiência e capacidade de vazão de produção provendo a confiabilidade e flexibilidade do gas lift contínuo, contornando assim suas limitações quanto à expansão e coalescência de bolhas.

[0026] Na presente invenção, o uso de um fluido de baixa densidade a partir da utilização de esferas ocas, preferencialmente microesferas, com paredes rígidas ou elásticas, tendo em seu interior vácuo ou preenchido com gás de baixa densidade, preferencialmente um gás inerte. As esferas usadas são esferas, preferencialmente, de mais de um diâmetro para melhor preenchimento do espaço entre as esferas maiores. As paredes das esferas podem ser confeccionadas em diversos materiais como vidro, fibra de carbono, ligas metálicas ou resinas poliméricas. As esferas podem ser misturadas a um gás ou líquido para facilitar o transporte dentro do sistema.

[0027] Caso requerido, outro método de elevação poderá ser empregado em paralelo. O fluido de baixa densidade também poderá carrear produto químico de propósito específico como, por exemplo, para atender requisitos de garantia de escoamento.

[0028] A presente invenção pode ser aplicada de modo contínuo ou em situações pontuais, tais como avaliação de produtividade de poços, partida de sistemas de gas lift ou testes específicos. Além disso, pode ser aplicada em sistemas de injeção química para redução da densidade do produto químico, de forma a evitar o fenômeno de quebra de coluna (u-tube effect).

Breve Descrição dos Desenhos

[0029] A presente invenção será descrita com mais detalhes a seguir, com referência às figuras em anexo que, de uma forma esquemática e não limitativa do escopo inventivo, representam exemplos de realização da mesma. Nos desenhos, têm-se:

• - A Figura 1 ilustrando um esquema de um poço (20) produtor de petróleo ou gás natural equipado para gas lift, na qual o sistema compreende em uma rocha-reservatório (1), coluna de revestimento (2), coluna de produção (3), obturador ou packer (4), câmara (5) abaixo do packer, espaço anular (6), canhoneados (7), ponto de coleta (8), linha de produção (9), fonte de gás (10), linha de serviço/gas lift (11), árvore de natal (12), válvula de gas lift (13), em que o gás natural à alta pressão de uma fonte de gás (10), em geral um compressor, é conduzido por uma tubulação (11) e injetado no espaço anular (6) formado entre a coluna de revestimento (2) e a tubulação ou coluna de produção (3) através da qual flui a produção de fluidos provenientes do reservatório (1);
• - A Figura 2 ilustrando um esquema de uma primeira concretização da invenção em um poço (20) produtor de petróleo ou gás natural, em que o fluido de baixa densidade proveniente de uma fonte (31), é conduzido até o poço por uma tubulação ou umbilical (32);
• - A Figura 3 ilustrando um esquema de uma segunda concretização da invenção em um poço (20) produtor de petróleo ou gás natural de completação molhada, ou seja, em que a árvore de natal (12) é submarina, onde o fluido de baixa densidade pode ser adicionado aos fluidos produzidos pelo reservatório em uma posição conveniente na linha de produção, fora do poço, ou seja, um método de elevação tradicional de gas lift que pode ser usado de forma concomitante ou para algum propósito específico;
• - A Figura 4 ilustrando um esquema de uma terceira concretização da invenção em um poço (20) produtor de petróleo ou gás natural de completação molhada, em que a injeção do fluido de baixa densidade está sendo realizada no fundo em um skid de sistema de bombeio centrífugo submerso (47) (Skid BCSS) que, no caso, é uma bomba de acionamento hidráulico;
• - A Figura 5 ilustrando um esquema de uma quarta concretização da invenção para um conjunto em que cada elemento é um poço (20) produtor de petróleo ou gás natural de completação molhada, em que o fluido de baixa densidade é conduzido para um manifold (44) de injeção que distribui o fluido de baixa densidade para os diversos poços conforme a necessidade de cada um, através de tubulações individuais que se conectam às linhas de produção (9) por meio de um equipamento submarino de injeção (45).

Descrição Detalhada da Invenção

[0030] A presente invenção trata do uso de um fluido de baixa densidade a partir da utilização de esferas ocas, preferencialmente microesferas, com paredes rígidas ou elásticas, tendo em seu interior vácuo ou preenchido com gás de baixa densidade, preferencialmente um gás inerte. As esferas usadas são esferas, preferencialmente, de mais de um diâmetro para melhor preenchimento do espaço entre as esferas maiores. As paredes das esferas podem ser confeccionadas em diversos materiais como vidro, fibra de carbono, ligas metálicas ou resinas poliméricas. As esferas podem ser misturadas a um gás ou líquido para facilitar o transporte dentro do sistema.

[0031] Como pode ser observado na Figura 2, que ilustra a aplicação em um poço produtor de petróleo ou gás, na qual um de fluido de baixa densidade, tal como, microesferas ocas em um fluido carreador, proveniente de uma fonte (31), que pode ser uma estação de produção, plataforma fixa, plataforma semi-submersível ou FPSO, é conduzido até a árvore de natal do poço por uma tubulação de pequeno diâmetro ou umbilical (32). Já dentro do poço, esse fluido é conduzido em uma tubulação ou coluna de injeção (41) até o ponto de injeção (42) na coluna de produção (3), onde se mistura com os fluidos provenientes do reservatório (1). De forma similar ao método de elevação por gas lift, a consequente redução de densidade aparente da mistura multifásica permite que o escoamento dos fluidos provenientes do reservatório (1) seja possível em determinada vazão. No ponto de coleta (8) as esferas podem ser separadas dos fluidos produzidos e reconduzidas à fonte (31), promovendo um circuito fechado para as mesmas. No ponto de injeção (42) pode existir ou não um dispositivo de controle da vazão, como uma válvula igual ou similar a uma válvula de gas lift ou de injeção química.

[0032] Alternativamente, a injeção do fluido de baixa densidade pode ser realizada diretamente no espaço anular, tal como ocorre com o gás no método gas lift. Além disso, pode haver válvulas de gas lift na coluna de produção (3) para uso eventual, quando da descarga ou partida do poço, ou, então, para uso contínuo de forma combinada com a injeção do fluido de baixa densidade. Outras variantes e combinações do estado da técnica, como, por exemplo, o uso de ejetores, também são possíveis.

[0033] De maneira alternativa ou de forma complementar, o fluido de baixa densidade pode ser adicionado aos fluidos produzidos pelo reservatório em uma posição conveniente na linha de produção, fora do poço, como ilustra a Figura 3. Nessa segunda concretização, a injeção do fluido de baixa densidade não está sendo realizada no fundo do poço (20) e sim em um equipamento submarino de injeção (45) que, no caso, é uma peça que apenas comunica a tubulação (32), de condução do fluido de baixa densidade, com a linha de produção (9) em certa posição entre a árvore (12) no fundo do mar e a unidade de produção (50) na superfície. No ponto de coleta (8) as esferas podem ser separadas dos fluidos produzidos e reconduzidas à fonte (31), promovendo um circuito fechado para as mesmas. Se requerido, o fluido de baixa densidade pode passar através de um aquecedor de passagem (35) para elevar sua temperatura.

[0034] No equipamento submarino de injeção (45) pode existir ou não um dispositivo de controle da vazão, como uma válvula igual ou similar a uma válvula de gas lift ou de injeção química. Além disso, a injeção do fluido de baixa densidade pode ser realizada somente através do equipamento submarino de injeção (45) ou também dentro do poço (20) com uso ou não, simultâneo ou intermitente, de um método de elevação artificial como o gas lift, por exemplo.

[0035] O próprio fluido de baixa densidade pode ser usado como fluido hidráulico em sistemas de elevação como, por exemplo, em bombeio hidráulico a jato (jet pumping) ou em sistemas de boosting submarino, como ilustra a Figura 4. Nessa terceira concretização, a injeção do fluido de baixa densidade não está sendo realizada no fundo do poço (20) e sim em skid de sistema de bombeio centrífugo submerso (47) (Skid BCSS) que, no caso, é uma bomba de acionamento hidráulico. Após acionar a bomba, o fluido de baixa densidade entra na linha de produção (9), misturando-se com os fluidos do reservatório e seguindo para a unidade de produção (50). A injeção do fluido de baixa densidade pode ser realizada somente através do equipamento (45) ou também em outra posição da linha de produção (9) ou, ainda, dentro do poço (20) com uso ou não, simultâneo ou intermitente, de um método de elevação artificial como o gas lift, por exemplo.

[0036] Os produtos químicos e aditivos podem ser adicionados à corrente desse fluido de baixa densidade para melhorar a ação das microesferas ou mesmo com outros propósitos, tais como, os de garantia de escoamento, sequestro de H2S, inibição de incrustação, dentre outros.

[0037] Alternativamente e, a depender do caso, ao invés de usar a configuração preferencial de uma tubulação paralela à coluna de produção, o fluido de baixa densidade pode ser conduzido pelo espaço anular em uma configuração similar ao do método de elevação gas lift contínuo em que um obturador forma uma câmara anular para condução do gás até o ponto de injeção.

[0038] Como pode ser observado na Figura 5, ilustra uma quarta concretização para um conjunto em que cada elemento é um poço (20) produtor de petróleo ou gás natural de completação molhada, na qual o fluido de baixa densidade é conduzido para um manifold (44) de injeção que distribui o fluido de baixa densidade para os diversos poços conforme a necessidade de cada um, através de tubulações individuais que se conectam às linhas de produção (9) por meio de um equipamento submarino de injeção (45). As misturas de fluidos do reservatório com fluido de baixa densidade de cada poço seguem pelas linhas de produção (9) individuais até um manifold (14) de produção que permite a mistura global dessas correntes individuais dos poços e essa mistura global segue para o ponto de coleta (8) através de uma tubulação. O manifold (14) pode estar situado na unidade de produção (50) ou no fundo do mar. A injeção do fluido de baixa densidade pode ser realizada somente através dos equipamentos submarinos de injeção (45) ou também dentro de um ou mais dos poços (20) com uso ou não, simultâneo ou intermitente, de um método de elevação artificial como o gas lift, por exemplo.

[0039] A configuração preferencial é a de injeção da corrente de fluido de baixa densidade dentro do poço produtor de petróleo, no ponto mais profundo possível. No entanto, a injeção pode ser realizada em qualquer posição do sistema de produção em que seja mais vantajosa como, por exemplo, na árvore de natal ou na base do riser.

[0040] Além de poder carrear em conjunto algum produto químico, as microesferas podem receber algum tratamento superficial ou revestimento de forma a alterar alguma característica ou propriedade do escoamento. Além disso, a corrente de fluido de baixa densidade pode ser aquecida por meio elétrico (resistivo ou indutivo) ou por outro meio, de forma a, por exemplo, beneficiar o escoamento pela redução de viscosidade ou para evitar algum problema de garantia de escoamento.

[0041] Na formulação do fluido de baixa densidade, as esferas podem apresentar a combinação de diâmetros e materiais que for mais conveniente e o fluido carreador, se existir, pode ser escolhido como o mais adequado à aplicação específica, podendo ser gasoso ou líquido. Parte ou a totalidade das esferas pode ser de parede elástica para permitir certa expansão, sem ruptura e coalescência ao longo do escoamento, facilitando a separação na superfície, por exemplo.

[0042] A aplicação preferencial do sistema e método desta invenção é prover elevação artificial em um poço de petróleo, mas podem ser empregados para outras situações, tais como, para reduzir a densidade aparente de um produto químico de forma a evitar o danoso fenômeno de quebra de coluna durante a injeção do mesmo em um poço. Ademais, as próprias esferas no todo ou em parte podem ser confeccionadas para liberação de produto químico ao longo do escoamento de forma uniforme, progressiva ou regressiva.

[0043] Após o retorno das esferas com o fluido produzido na plataforma, as esferas devem preferencialmente ser separadas na superfície para reaproveitamento, formando um circuito fechado, similar ao que acontece com o gás natural no método de elevação por gas lift.

[0044] As esferas podem ser confeccionadas com materiais e características que facilitem essa separação e reaproveitamento. Também podem ser usadas esferas fabricadas com material que sofra degradação e decomposição, podendo ser incorporado ao óleo produzido sem causar problemas nos processos subsequentes que este sofre. Embora provavelmente antieconômico, o uso de esferas sem recirculação (descartáveis, degradáveis) pode encontrar aplicações em situações especiais como, por exemplo, em repartida de um sistema de gas lift após shut down da plataforma, em que não haja uma fonte de gás requerida para a repartida do primeiro poço desse sistema a voltar à operação.

[0045] Como recurso adicional, um conjunto de esferas com características específicas pode ser introduzido entre as esferas de uso corrente no poço para agirem como traçadores. A detecção das mesmas ao longo do escoamento e no retorno na plataforma pode fornecer informações sobre tempo de trânsito, eventuais furos nas tubulações, e outros, promovendo um diagnóstico operacional do sistema.

[0046] Com a presente invenção, os problemas esperados na aplicação da tecnologia descrita na patente US8936093 e similares são resolvidos e características inovadoras e relevantes são introduzidas. A injeção de um fluido de baixa densidade com esferas ocas por uma coluna específica elimina as questões envolvendo a integridade do revestimento. Também são grandemente reduzidos os problemas de injeção instável e de controle. A corrente de fluido de baixa densidade com uso de microesferas (ou menores) se comportará como um fluido contínuo e elementos de controle como válvulas e venturis podem ser empregados, garantindo injeção em vazão constante na corrente de fluidos do reservatório. A presente invenção também permite o uso concomitante com outros métodos de elevação e com sistemas de injeção de produtos químicos.

[0047] Em linhas gerais, o método para elevação artificial em poços de petróleo envolve as seguintes etapas para aplicação em um poço específico:

• 1. Coletar as informações pertinentes do sistema (geometria, propriedades dos fluidos, vazões dos fluidos, etc.);
• 2. Analisar os arquivos e relatórios das simulações iniciais ou rotineiras do poço nos simuladores computacionais de escolha do cliente;
• 3. Realizar simulações adicionais conforme o necessário, considerando agora o emprego, isolado ou concomitante com outro método de elevação artificial, do fluido de baixa densidade;
• 4. Analisar as facilidades de processo, suas limitações e eventuais obras e adaptações necessárias;
• 5. Analisar a completação do poço e avaliar intervenção com sonda para introdução ou adaptação do novo método;
• 6. Formular um fluido de baixa densidade composto preferencialmente por um fluido de carreamento (líquido ou gasoso), um conjunto de esferas ocas com uma distribuição ótima de tamanhos e materiais e eventuais aditivos químicos, após os resultados da simulação e das demais informações do sistema;
• 7. Preparar o projeto final do novo sistema de elevação artificial;
• 8. Prover na plataforma um tanque separado para conter o fluido de baixa densidade;
• 9. Bombear o fluido para o poço (20) através de uma bomba selecionada de acordo com as características peculiares da aplicação;
• 10. Direcionar o fluido de baixa densidade para o poço (20) através de uma tubulação dedicada ou da linha de serviço ou gas lift;
• 11. Conduzir o fluido de baixa densidade até o ponto de injeção através de uma tubulação paralela, na qual a vazão de injeção é controlada por uma válvula de gas lift ou de injeção química.
• 12. Opcionalmente, utilizar em paralelo um método, em que a mistura do fluido produzido pelo reservatório mais o fluido de baixa densidade retorna continuamente para a plataforma através da tubulação de produção usual e as esferas serão separadas dos demais fluidos, retornando para o tanque, formando um circuito fechado para o fluido de baixa densidade;
• 13. Adicionar um fluido de carreamento ao tanque para recomposição da formulação original do fluido de baixa densidade após perdas, de acordo com a necessidade.

[0048] O procedimento acima se refere à aplicação em um poço offshore de completação molhada operando com tubulações/linhas dedicadas, tanto de condução do fluido de baixa densidade quanto de produção, a presente invenção pode ser aplicada com pequenas adaptações, porém o procedimento pode ser facilmente adaptado para outras situações de poços onshore ou offshore em configurações diversas como configurações com injeção de gás ou produção com manifolds ou anéis. Ademais, pode ser adaptado para situações em que a injeção do fluido de baixa densidade seja feita fora do poço como, por exemplo, na árvore de natal ou na base do riser.

[0049] Deve ser notado que, apesar de a presente invenção ter sido descrita com relação aos desenhos em anexo, com ênfase de uso em poços offshore de completação molhada, esta poderá sofrer modificações e adaptações pelos técnicos versados no assunto, dependendo da situação específica, em poços offshore de completação seca ou em poços onshore, mas desde que dentro do escopo inventivo aqui definido.

Claims (14)

1. SISTEMA PARA ELEVAÇÃO ARTIFICIAL ATRAVÉS DA REDUÇÃO DA DENSIDADE MÉDIA DA COLUNA HIDROSTÁTICA EM POÇOS DE PETRÓLEO, que compreende em uma rocha-reservatório (1), coluna de revestimento (2), coluna de produção (3), obturador ou packer (4), câmara (5) abaixo do packer, espaço anular (6), canhoneados (7), ponto de coleta (8), linha de produção (9), árvore de natal (12) caracterizado por um fluido de baixa densidade proveniente de uma fonte (31) ser conduzido e injetado por meio de um tubulação ou umbilical (32) até :

   • 1) o poço (20) percorrendo uma coluna de injeção (41) até o ponto de injeção (42) localizado na coluna de produção (3), onde se mistura com os fluidos provenientes do reservatório (1); ou,
   • 2) um sistema submarino de bombeio submerso (47) onde se mistura com fluidos da linha de produção (9); ou,
   • 3) um sistema submarino de injeção (45) onde se mistura com fluidos da linha de produção (9).
2. SISTEMA, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fluido de baixa densidade ser microesferas ocas em um fluido carreador.
3. SISTEMA, de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelas microesferas serem de paredes rígidas ou elásticas, tendo em seu interior vácuo ou preenchido com gás um gás inerte.
4. SISTEMA, de acordo com a reivindicação 2, caracterizado pelo fluido carreador ser gasoso ou líquido.
5. SISTEMA, de acordo com a reivindicação 3, caracterizado pelas paredes ocas das microesferas serem de materiais como vidro, fibra de carbono, ligas metálicas, resinas poliméricas e outros.
6. SISTEMA, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por a fonte (31) ser uma bomba localizada numa estação de produção, plataforma fixa, plataforma semi-submersível, FPSO, dentre outros.
7. SISTEMA, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo ponto de injeção (42) possuir um dispositivo de controle de vazão.
8. SISTEMA, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pela injeção do fluido de baixa densidade ser realizada em um sistema de bombeio centrífugo submerso (47) que comunica com a tubulação (32) com a linha de produção (9) em uma posição intermediária entre a árvore (12) no fundo do mar e a unidade de produção (50) na superfície.
9. SISTEMA, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pela injeção do fluido de baixa densidade ser realizada por uma bomba de acionamento hidráulico, em que o fluido de baixa densidade entra na linha de produção (9), misturando-se com os fluidos do reservatório e seguindo para a unidade de produção (50).
10. SISTEMA, de acordo com a reivindicação 9, caracterizado pela injeção do fluido de baixa densidade ser realizada somente através do skid de sistema submarino de bombeio submerso (47), em alguma posição da linha de produção (9) ou dentro do poço (20), com uso simultâneo, podendo ser de operação contínua ou intermitente.
11. SISTEMA, de acordo com a reivindicação 1, caracterizada pelo fluido de baixa densidade ser conduzido para um manifold (44) de injeção que distribui o fluido de baixa densidade para os diversos poços através de tubulações individuais que se conectam às linhas de produção (9) por meio de um equipamento submarino de injeção (45).
12. SISTEMA, de acordo com a reivindicação 11, caracterizada pela injeção do fluido de baixa densidade ser realizada através dos equipamentos submarinos de injeção (45) ou dentro de um ou mais dos poços (20), com uso simultâneo, podendo ser de operação contínua ou intermitente.
13. SISTEMA, de acordo com a reivindicação 11, caracterizada pelo manifold estar situado na unidade de produção (50) ou no fundo do mar.
14. MÉTODO PARA ELEVAÇÃO ARTIFICIAL ATRAVÉS DA REDUÇÃO DA DENSIDADE MÉDIA DA COLUNA HIDROSTÁTICA EM POÇOS DE PETRÓLEO, de acordo com o conceito inventivo do sistema da reivindicação 1, caracterizado por compreender as seguintes etapas:

    • 1. Coletar as informações pertinentes do sistema, tais como geometria, propriedades dos fluidos, vazões dos fluidos e outros,
    • 2. Analisar os arquivos e relatórios das simulações iniciais ou rotineiras do poço nos simuladores computacionais,
    • 3. Realizar simulações adicionais considerando o emprego, isolado ou concomitante com outro método de elevação artificial, do fluido de baixa densidade,
    • 4. Analisar as facilidades de processo, suas limitações e eventuais obras e adaptações necessárias,
    • 5. Analisar a completação do poço e avaliar intervenção com sonda para introdução ou adaptação do novo método,
    • 6. Formular o fluido de baixa densidade composto por um fluido de carreamento, após os resultados da simulação e das demais informações do sistema,
    • 7. Preparar o projeto final do novo sistema de elevação artificial;
    • 8. Prover na plataforma um tanque separado para conter o fluido de baixa densidade,
    • 9. Bombear o fluido para o poço (20) através de uma bomba selecionada de acordo com as características peculiares da aplicação,
    • 10. Direcionar o fluido de baixa densidade para o poço (20) através de uma tubulação dedicada ou da linha de serviço ou gas lift,
    • 11. Conduzir o fluido de baixa densidade até o ponto de injeção através de uma tubulação paralela, na qual a vazão de injeção é controlada por uma válvula de gas lift ou de injeção química,
    • 12. Opcionalmente, utilizar em paralelo um método, em que a mistura do fluido produzido pelo reservatório mais o fluido de baixa densidade retorna continuamente para a plataforma através da tubulação de produção usual e as esferas serão separadas dos demais fluidos, retornando para o tanque, formando um circuito fechado para o fluido de baixa densidade,
    • 13. Adicionar um fluido de carreamento ao tanque para recomposição da formulação original do fluido de baixa densidade após perdas, de acordo com a necessidade.

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