Future Scenarios

De acordo com Marcano e Chacín (1992), pistões metálicos são usados há mais de 60 anos na produção de óleo e gás. A técnica de elevação utilizando tais pistões (plunger lift) foi originalmente desenvolvida para ser utilizada na remoção de líquido em poços de gás, entretanto seu uso foi ampliado para poços de produção de petróleo que apresentavam alta RGL (razão gás-líquido), bem como para poços que pararam de produzir em decorrência do acúmulo de parafina e incrustações no interior da coluna de produção [Chacín e Doty 1992]. Ainda de acordo com Chacín e Doty (1992), tempos depois, foi a vez do gas lift intermitente fazer uso do pistão.

Com o tempo de produção a vazão dos poços produtores de gás vão naturalmente diminuindo. Essa redução da vazão é agravada em decorrência do acúmulo de líquido no fundo do poço, uma vez que este não possui mais pressão suficiente para elevar o líquido até a superfície. Esse acúmulo de líquido aumentará a pressão de fluxo no fundo do poço, reduzindo cada vez mais a sua capacidade de produção ao ponto de amortecê-lo ou afogá- lo por completo. Nestes casos, o uso do plunger lift é indicado para a contínua remoção de líquido que venha a se acumular no fundo do poço, aumentando o seu tempo de vida produtiva.

Atualmente, o método plunger lift vem sendo instalado muito mais cedo na vida pro- dutiva de um poço, ao contrário do que se fazia no passado, em que o método não era con- siderado até que ocorressem significantes problemas de acúmulo de líquido no fundo do poço [Morrow e Hearn 2007]. Ainda de acordo com estes autores, antes que o problema de acúmulo tornar-se mais severo, o plunger lift é instalado e devidamente configurado com um by-pass mais largo para que o pistão alcance o fundo do poço mais rapidamente e os ciclos ocorram de maneira bem mais rápida do que o normal. Essa redução no tempo de cada ciclo, mantém o fluxo de gás do reservatório para o poço praticamente constante, fazendo, portanto, a taxa de produção permanecer elevada.

Quando ocorre uma redução no fluxo de gás, e consequentemente na pressão do reser- vatório para o poço, decorrente do tempo de produção do poço, o “plunger de ciclo rápido” se torna ineficiente, sendo portando plausível a reestruturação para o tipo conven- cional do plunger lift. Tempos depois, quando as taxas de produção se tornam menores, uma outra modificação do plunger lift, desde que comprovado o retorno econômico, pode ser adotada. Se trata do sistema plunger lift progressivo, que é uma configuração do método que faz uso de dois pistões na mesma coluna de produção. Essa técnica per- mite que os poços se mantenham produzindo mesmo quando a RGL decai para um valor abaixo do normalmente aceitável para operação do plunger lift convencional [Morrow e Hearn 2007].

Poços produtores de petróleo que apresentam elevada RGL são fortes candidatos a usar o plunger lift. Devido a alta produção de gás, o líquido que deveria ser produzido tende a ser deixado para trás (fallback em decorrência da passagem “preferencial” do gás pela coluna de líquido) quando ambos se elevam. A utilização de pistões aumentam radicalmente a eficiência da elevação de líquido, por evitar a passagem do gás através dele. Assim como ocorre com os poços de gás, poços com alta RGL podem se valer das mesmas adaptações na estrutura do poço. Ou seja, plunger de ciclo rápido pode inicialmente manter uma elevada taxa de produção e, mais tarde, quando ocorrer uma decadência na taxa de fluxo, o plunger lift convencional pode ser adotado e, em último caso, quando o influxo se tornar ainda menor pode-se utilizar o plunger lift progressivo [Morrow e Hearn 2007].

Com o tempo de produção, ocorre o acúmulo de parafinas, hidratos e incrustações nas colunas de produção dos poços. O efeito dessa deposição sobre o sistema de produção acarreta em: perda de produção de óleo, aumento da perda de carga, perda de equipa- mentos, perda da eficiência de tratamento (o petróleo muitas vezes sofre alterações na sua viscosidade, em alguns casos chegando a gelificar, devido ao contato com esses de- pósitos). Com uso de pistões evita-se, nesses casos, uma possível parada do poço para

manutenção e troca da coluna de produção. Como o pistão se movimenta constantemente, ele promove uma limpeza no interior da coluna de produção evitando a formação de in- crustações.

Durante o estágio de elevação do gas lift intermitente a expansão do gás eleva a gol- fada de líquido que se acumulou na coluna de produção. Porém, quanto maior a veloci- dade relativa dessa bolha de gás, maior é a sua penetração na coluna de líquido, devido ao fato do gás viajar mais rápido do que o líquido. Isso, associado à perda de líquido na forma de uma fina camada em decorrência do atrito deste com a parede do tubo, au- menta consideravelmente a perda de massa da coluna de líquido que será produzida. Por essa razão, parte do gás injetado tende a alcançar a superfície antes da coluna de líquido [Morrow e Hearn 2007]. Fatores como profundidade do poço, diâmetro da coluna de produção e viscosidade do líquido agravam o problema de retorno de líquido. De acordo com Morrow e Hearn (2007), em alguns casos, o retorno de líquido pode chegar a 10% da coluna de líquido a cada 300 metros de profundidade. A instalação de uma interface mecânica entre o gás injetado e o líquido produzido, reduz essa perda de massa de líquido da golfada no seu caminho até a superfície em até 100%, nesses poços.