No início da década de 90, os poços terrestres não eram automatizados, nem supervisionados remotamente. O processo de produção necessitava de uma programação cíclica de visitas a esses poços para avaliar se estavam operacionais ou se necessitavam de intervenção. Isso causava grandes perdas de produção por parada dos poços, além de riscos ambientais como vazamentos não identificados. Com esse cenário, a automação e a supervisão remota se tornaram mandatórias.
Em 1991, a Hi Tecnologia, em parceria com a Unicamp, começou a desenvolver essa tecnologia. O departamento de engenharia de petróleo da Unicamp foi o responsável por conceituar a tecnologia (utilizando redes neurais e Lógica Fuzzy) e nós fomos os responsáveis por projetar o controlador e portar essa tecnologia para o mesmo, gerando uma solução de hardware que pudesse ser efetivamente utilizada em campo. Esse trabalho durou aproximadamente 5 anos de estudos, testes em campo e aprimoramentos de hardware e, em 1995, começou a ser utilizado e comercializado pela HI Tecnologia. Desde então, essa tecnologia vem sendo aprimorada pela nossa equipe de engenharia, nos tornando hoje referência no controle e supervisão de unidades de bombeio mecânico, em que somos responsáveis pela automação de mais de 4000 poços da Petrobras, fornecendo mais de 6000 painéis, e somos os maiores fornecedores de soluções para controle e supervisão de métodos de elevação onshore no Brasil.
Controlador para supervisão de poço
Injetor de Água para plataforma NEON
Controlador GLI LT para plataforma NEON
Kit NEON SCUB-LT LFK para bombeio mecânico
Painel ACOS227 para BM com partida direta
Controlador GLI para plataforma ZAP91X
Kit NEON SCUB-LT C2000 e C8800 para Bombeio mecânico
Painel ACOS225 para BM, BCP e BCS
Controlador BCP na plataforma P7C
Painel WSI270 para aquisição de dados Wireless
Painéis multi método ACOS203 e ACOS216 para BM, BCP e BCS
Painel PCGER211 para Satélite de gás lift
Controlador satélite para gás lift intermitente na plataforma P7C
Projeto "turn key" para automação de 220 poços BM para Petrobras, campo de Carmópolis
Painel de uso geral ACOS216
Controlador SCUB-LT para bombeio mecânico na plataforma ZAP901
Controlador GLI com operação com plunger lift
Controlador SCUB para bombeio mecânico na plataforma ZAP500
Controlador GLI para gás lift intermitente na plataforma ZAP500
Painel ACOS203 para métodos BM, BCP, BCS, SGLI e Surgente
Controlador SCUB para bombeio mecânico na plataforma MCI03
Projeto de controle e supervisão de unidades de bombeio mecânico
Para que a extração de petróleo aconteça, é preciso elevar esse óleo até a superfície. Em alguns poucos casos, quando a pressão do reservatório é suficiente para vencer o peso da coluna de fluidos, o óleo flui naturalmente, o que chamamos de poço surgente. Quando isso não ocorre, é necessário utilizar um método de elevação artificial. O bombeio mecânico (BM) foi o primeiro método de elevação artificial que surgiu na indústria de petróleo e é o mais utilizado no mundo em poços de petróleo terrestres (“onshore”), sendo sua importância demonstrada pelo alto número de instalações ainda existentes. O método é baseado em um cavalo mecânico operando com movimentos alternativos (sobe/desce), gerados por um motor e uma coluna de hastes solidária ao cavalo que transmite esse movimento para o fundo do poço, acionando uma bomba que eleva os fluidos (óleo, água, gás, etc) produzidos pelo reservatório para a superfície, que depois será conduzido para os oleodutos. Esses reservatórios ficam localizados a centenas de metros abaixo da superfície. Não raro, é possível encontrar e explorar reservatórios a 2 mil metros de profundidade.
O processo de extração é controlado através da monitoração de parâmetros de processo, como carga da haste, posição do cavalo mecânico, balanceamento da UB, etc. Geralmente, os painéis de comando instalados nas aplicações de BM se comunicam por rádio frequência com as salas de operação localizadas a algumas dezenas de quilômetros de distância. Nessas salas, roda um sistema de supervisão para realizar a configuração e o monitoramento da unidade, onde os engenheiros de petróleo conseguem fazer diagnósticos da operação dos poços e tomar as devidas ações necessárias para manter e otimizar a produção do poço. Para cada ciclo do BM, ao compormos os sinais de carga x posição, é possível obtermos um gráfico denominado de carta dinamométrica. O formato da carta permite ao engenheiro de petróleo extrair um conjunto de informações associadas à operação do poço, tais como existência de gás, vazamento na bomba, e principalmente, o nível dinâmico do fluido no fundo do poço.
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