seleÇÃo de bomba e cÁlculo de capacitÂncia para...
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SELEÇÃO DE BOMBA E CÁLCULO DE CAPACITÂNCIA PARA OPERAÇÃO
EM SISTEMA DE TESTE DE BOMBAS CENTRÍFUGAS SUBMERSAS
Erick Inhapim Nicolau
Projeto de Graduação apresentado ao Curso de Engenharia Mecânica da Escola Politécnica, Universidade Federal do Rio de Janeiro, como parte dos requisitos necessários à obtenção do título de Engenheiro.
Orientador: Reinaldo de Falco
Rio de Janeiro
Setembro de 2016
UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO Departamento de Engenharia Mecânica DEM/POLI/UFRJ
SELEÇÃO DE BOMBA E CÁLCULO DE CAPACITÂNCIA PARA OPERAÇÃO
EM SISTEMA DE TESTE DE BOMBAS CENTRÍFUGAS SUBMERSAS
Erick Inhapim Nicolau
PROJETO FINAL SUBMETIDO AO CORPO DOCENTE DO DEPARTAMENTO
DE ENGENHARIA MECÂNICA DA ESCOLA POLITÉCNICA DA
UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO DE JANEIRO COMO PARTE DOS
REQUISITOS NECESSÁRIOS PARA A OBTENÇÃO DO GRAU DE
ENGENHEIRO MECÂNICO.
Aprovado por:
Prof. Reinaldo de Falco, M.Sc
Prof. Fábio Luiz Zamberlan, D.Sc
Prof. Sílvio Carlos Anibal de Almeida, D.Sc
RIO DE JANEIRO, RJ - BRASIL SETEMBRO DE 2016
i
Nicolau, Erick Inhapim
Seleção de Bomba e Cálculo de Capacitância para
Operação em Sistema de Teste de Bombas Centrífugas
Submersas/ Erick Inhapim Nicolau. – Rio de Janeiro: UFRJ/
Escola Politécnica, 2016.
vii, 79 p.: il.; 29,7 cm.
Orientador: Reinaldo de Falco
Projeto de Graduação – UFRJ/ Escola Politécnica/
Curso de Engenharia Mecânica, 2016.
Referências Bibliográficas: p. 76.
1. Introdução. 2. Estudo do Preço do Petréleo. 3. A
Bomba Centrífuga Submersa e Os Métodos de Elevação
Artificial de Hidrocarbonetos 4. Conceitos gerais e Estudo de
Seleção da Bomba. 5. Conclusão.
I. De Falco, Reinaldo. II. Universidade Federal do
Rio de Janeiro, Escola Politécnica, Curso de Engenharia
Mecânica. III. Seleção de Bomba e Cálculo de Capacitância
para operação em Sistema de Teste de Bombas Centrífugas
Submersas
ii
Agradecimentos
A Deus, primeiramente por tudo. Aos meus pais Amsterdã dos Reis Nicolau e Jonilse Inhapim Nicolau pelo suporte. Ao professor Reinaldo de Falco pela disponibilidade, paciência, boa vontade em me orientar e por todos os ensinamentos. Aos meus amigos Caio Garrido e Marcelo Martinez pela convivência no curso e na vida.
iii
Resumo do Projeto de Graduação apresentado à Escola Politécnica/ UFRJ como parte dos requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheiro Mecânico.
Seleção de Bomba e Cálculo de Capacitância Para Operação em Sistema de Teste de
Bombas Centrífugas Submersas
Erick Inhapim Nicolau
Setembro /2016
Orientador: Reinaldo de Falco
Curso: Engenharia Mecânica
O atual cenário de depreciação do preço do petróleo, forçou as empresas do setor a se adaptarem a uma nova realidade de corte de custos. Nessa nova realidade, maiores são os esforços feitos no sentido de tornar os equipamentos e centros petroquímicos mais eficientes e adequados aos novos balanços financeiros e perspectivas. Nesse contexto, os equipamentos para extração de petróleo devem ser testados antes de entrar em operação e os testes precisam ser realizados da maneira mais eficiente possível. Este projeto visa selecionar uma bomba para operar um sistema de teste de bombas centrífugas submersas e calcular sua capacitância. Para isso, foi feita uma análise detalhada do sistema, determinando os requisitos aos quais a bomba deve satisfazer. Por fim, foi analisado o impacto da compressibilidade da água no cálculo da capacitância da bomba para atender os requisitos do sistema de teste.
iv
Abstract of Undergraduate Project presented to POLI/UFRJ as a partial fulfillment
of the requirements for the degree of Engineer.
PUMP SELECTION AND CAPACITANCE CALCULATION FOR OPERATION
IN A TEST SYSTEM OF ELETRIC SUBMERSIBLE PUMP
Erick Inhapim Nicolau
September/2016
Advisor: Reinaldo de Falco
Course: Mechanical Engineering
The current devaluation scenario of oil prices has forced companies in the sector to adapt to a new reality of cost cuts. In this new reality, greater are the efforts made to make the equipment and petrochemical centers more efficient and appropriate to the new balance sheets and prospects. In this context, the equipment for oil extraction must be tested before going into operation and tests need to be conducted in the most efficient way. This project aims to select a pump for operating a test system of submerged centrifugal pumps and calculate its capacitance. For this, a detailed analysis of the system was made, determining the requirements to which the pump must meet. Finally, the impact of the water compressibility in the pump capacitance calculation was analyzed to meet the requirements of the test system.
v
Sumário
1 Introdução.....................................................................................................................1
1.1 Motivação.....................................................................................................................1
1.2 Objetivo........................................................................................................................1
1.3 Estrutura do trabalho ....................................................................................................2
2 Estudo do preço do petroleo ........................................................................................3
2.1 O cenário atual dos preços ........................................................................................3
2.2 A história da formação de preços.................................................................................4
2.3 As causas da desvalorização do preço..........................................................................5
2.4 As consequências da desvalorização do preço ............................................................7
2.5 Conclusão das analises e projeções do mercado .........................................................9
3 A Bomba Centrífuga Submersa e Os Métodos de Elevação Artificial de
Hidrocarbonetos ..................................................................................................................13
3.1 A Bomba Centrífuga Submersa..................................................................................13
3.1.2 – Geometria da Bomba Centrífuga Submersa.........................................................13
3.2 Métodos de Elevação Artificial de Hidrocarbonetos..................................................15
3.2.1 Bombeio Centrífugo Submerso................................................................................16
3.2.2 Bombeio Mecânico..................................................................................................,17
3.2.3 Bombeio Por Cavidades Progressivas..................................................................... 18
3.2.4 Gas Lift Continuo.................................................................................................... 19
3.2.5 Gas Lift Intermitente............................................................................................... 20
3.3 O modulo de bombas e seu sistema de atuação........................................................... 21
4 Conceitos Gerais e Cálculos para Seleção da bomba................................................. 25
4.1 Teoria e conceitos gerais...............................................................................................27
4.1.2 Classificação e características gerais das bombas......................................................27
4.1.2.1 Classificação dos tipos de bombas..........................................................................27
4.1.2.2 Bombas volumétricas..............................................................................................27
4.1.2.3 Bombas dinâmicas...................................................................................................28
4.1.3 Conceitos fundamentais de mecânica dos fluidos......................................................28
4.1.3.1 Propriedades dos fluidos.........................................................................................28
vi
4.1.3.2 Massa específica (�)...............................................................................................28
4.1.3.3 Peso específico (γ)..................................................................................................28
4.1.3.4 Densidade relatia (d)...............................................................................................28
4.1.3.5 viscosidade absoluta ou dinamica (µ)....................................................................29
4.1.3.6 viscosidade cinemática (�) ....................................................................................29
4.1.4 Classificação do escoamento......................................................................................29
4.1.4.1 Escoamento laminar................................................................................................29
4.1.4.2 Escoamento turbulento............................................................................................29
4.1.4.3 Número de Reynolds (Re) ......................................................................................29
4.1.4.4 Teorema de Bernoulli.............................................................................................31
4.1.5 Perda de Carga..........................................................................................................32
4.1.5.1 Perda de Carga normal...........................................................................................32
4.1.5.1 Perda de Carga localizada......................................................................................36
4.1.6 Curva do Sistema.......................................................................................................39
4.1.6.1 Altura manométrica do sistema (H).......................................................................39
4.1.6.2 Determinação do ponto de trabalho.....................................................................41
4.1.7 Cavitação...................................................................................................................42
4.2 Estudo da planta de teste e Seleção da Bomba ............................................................43
4.2.1 O sistema da Loop de Teste e o Mudulo de Bombas a ser testado............................43
4.2.1.1 O teste de vedação do modulo.................................................................................43
4.2.1.2 O teste de fluxo.......................................................................................................44
4.2.2 Seleção da bomba.......................................................................................................47
4.2.2.1 Dados e requisitos operacionais do sistema............................................................48
4.2.2.2 Cálculo da Altura Manométrica Total do Sistema ................................................51
4.2.2.3 Cálculo do diferencial de pressão...........................................................................51
4.2.2.4 Cálculo do peso específico ....................................................................................51
vii
4.2.2.5 Cálculo das velocidades.........................................................................................51
4.2.2.6 Calculo da perda de carga ......................................................................................54
4.2.2.7 Determinação da Curva do Sistema........................................................................61
4.2.2.8 Determinação da bomba do sistema........................................................................63
4.2.3 Calculo da capacitância da bomba.............................................................................64
4.2.3.1 Volume da Tubulação.............................................................................................64
4.2.3.2 Trecho 1 (01- 04)....................................................................................................65
4.2.3.3 Trecho 2 (05- 07)....................................................................................................66
4.2.3.4 Trecho 3 (08)..........................................................................................................67
4.2.3.5 Trecho 4 (11- 35)....................................................................................................67
4.2.3.6 Volume do modulo de Bombas..............................................................................68
4.2.3.7 Cálculo do tempo...................................................................................................70
4.2.4 Análise do tempo de compressibilidade.....................................................................70
5 Conclusão........................................................................................................................75
Referências .........................................................................................................................76
Anexo..................................................................................................................................77
1
1.0 Introdução
1.1 Motivação
Apesar de estar em crise por consequência da queda do preço do barril de petróleo, a
moderna industria do petroquímica continua como grande detentora e produtora de
tecnologias avançadas. Com a demanda foi sempre crescente e hoje com o atual cenário
de corte de custos, cresceu ainda mais a necessidade de melhoria e aperfeiçoamento dos
processos de produção e extração.
No processo de extração do petróleo, a produção geralmente é interrompida quando
alguns dos principais equipamentos não funcionam corretamente, ou pior, continuam
operando com baixa produtividade sem que a o erro tenha sido detectado, gerando um
enorme desperdício de tempo e conseqüentemente um aumento de custo.
Nesse contexto, visando minimizar os problemas dos equipamentos de extração de
petróleo durante a operação, testes são feitos para simular os equipamentos antes da
operação, afim de certificar o funcionamento correto dos componentes.
Portando, a maneira como esses testes são realizados tem grande importância na industria
petroquímica, procurando sempre atender aos requisitos operacionais dos testes e dos
equipamentos testados. Assim, a seleção e estudo dos componentes mais importantes dos
sistema de testes são de extrema importância, reduzindo custos e otimizando o tempo de
operação e consequentemente aumentando os lucros para a industria petroquímica.
1.2 Objetivo
O presente trabalho tem dois objetivos. O primeiro objetivo será apresentar um estudo da
variação do preço do petróleo. Será apresentado o histórico da sua formação até os preços
atuais, fazendo referência à importância dessa variação para a indústria e terminando com
uma projeção do mercado para o preço.
O segundo objetivo, será selecionar e analisar a capacitância de uma bomba que irá
trabalhar alimentando e pressurizando um circuito de teste de bombas centrífugas
submersas.
2
O presente trabalho também realiza uma apresentação da atividade de exploração de
petróleo apresentando os métodos de exploração de hidrocarbonetos com um enfoque
maior para o sistema de bombeio centrífugo submerso e sua bomba.
A seleção da bomba será feita depois de uma análise detalhada do sistema onde a bomba
será selecionada, a bancada de testes, analisando os testes que serão realizados antes da
operação e apresentando os requisitos operacionais e construtivos aos quais a bomba a ser
selecionada deve ser capaz de atender.
Após essa etapa, serão feitos os cálculos de interesse para determinar através das curvas
fornecidas pelo fabricante, qual bomba será selecionada, fazendo a seleção da bomba de
maneira que atenda os requisitos do sistema de teste apresentados anteriormente.
Por fim, será feito uma analise complementar da capacitância da bomba e da
compressibilidade da água para calcular o tempo que a bomba selecionada precisará para
preencher o sistema atendendo os requisitos apresentados.
1.3 Estrutura do Trabalho
O trabalho foi estruturado começando com aspectos macro e terminando nos detalhes
micro. O trabalho foi dividido em 5 capítulos. O capítulo 2 descreve o comportamento do
preço do petróleo, as causas de sua variação e as consequência para a industria.O capítulo
3 descreve a bomba centrífuga submersa e os métodos de elevação artificial de
hidrocarbonetos.
O capítulo 4 é dividido em duas seções. A primeira mostra os principais conceitos
hidráulicos que serão utilizados nos cálculos de vazão e pressão da bomba. A segunda
seção descreve a planta de teste como um todo, detalhando e justificando os testes
realizados. Esse capitulo também é destinado para os cálculos e dimensionamentos do
sistema, de modo a selecionar a bomba que atenda a todos os requisitos necessários.
Também nessa seção, é calculada a capacitância da bomba. O capítulo 5 é destinado à
conclusão e considerações finais do trabalho.
3
2.0 Estudo do preço do petróleo
O petróleo é muito mais que um combustível. É uma força ainda maior do que o seu
mercado de trilhões de dólares. É uma arma, um ativo estratégico, uma maldição. É um
criador e destruidor de fortunas, um dos principais indicadores e principalmente uma
câmara de eco. Neste capitulo, será feito um estudo da variação do preço do baril de
petróleo ao longo do tempo até os dias atuais. Serão descritos os principais fatores que
impactam essa variação e será explicada a influencia do preço do ativo na industria
petroquímica. Por fim, será analisada a projeção do mercado para o preço no futuro e
quais as perspectivas para a industria.
2.1 O cenário atual dos preços
Depois de quatro anos de alta, quando maiores preços médios da história do petróleo
pareciam desafiar a gravidade econômica, houve uma reviravolta e o preço começou a cair
em meados de 2014 mas a queda foi maior do que os economistas projetavam. A
desvalorização foi de 75% por cento durante os 18 meses subsequentes, jogando
produtores de petróleo em turbulência e agitando os mercados globais.
O produção expandiu sustentada pelos preços mais elevados e por técnicas como a
perfuração em águas profundas. Em seguida, a economia da China desacelerou e suas
importações caíram.
Em vez de estancar o excesso bombeando menos petróleo, os exportadores do Oriente
Médio, envolvidos em uma guerra de preços para defender a sua quota de mercado,
fizeram exatamente o contrario. Ainda,somando-se o excesso de oferta, o Irã começou a
acelerar as exportações após um acordo para restringir seu programa nuclear. E assim
estava criada a tempestade perfeita.
O colapso dos preços forçou perfuradores de alto custo para a marcha lenta das
plataformas, enquanto gigantes internacionais como a Chevron, Shell e Halliburton
tiveram que cortar milhares de trabalhadores e bilhões de dólares em gastos.
No início de 2015, os preços se recuperaram acima de 50 dólares o barril, após o conflito
no Iêmen. Um ano mais tarde, aumentou a tensão entre Arábia Saudita e Irã. Uma situação
que um causou temores de uma interrupção no abastecimento mas não conseguiu parar a
derrota e em fevereiro de 2016, o preço do petróleo caiu para o menor nível em doze anos.
4
Em abril, grandes produtores de petróleo incluindo a Arábia Saudita e Rússia, não
conseguiram chegar a um acordo para limitar a produção. Recentemente, os preços
subiram devido a interrupções no fornecimento no Canadá e Nigéria mas a alta ainda não
foi suficiente para acalmar o mercado. Será que essa alta teve fundamento econômico e
mais importante ainda, quando tempo a alta vai durar? A figura abaixo mostra a atual
vaorização do petróleo.
Figura 1 - Gráfico da variação do preço de petróleo de fevereiro a julho de 2016 –
Bloomberg [6]
2.2 A história da formação de preços
Em meados do século 20, um grupo de gigantes petrolíferas multinacionais conhecidas
como as Sete Irmãs (incluindo as empresas que depois se tornaram Exxon Mobil, Chevron
etc) dominaram o mercado. Controlando os barris da cabeça do poço ao tanque de
gasolina, eles negociavam principalmente uns com os outros e em termos confidenciais,
portanto não havia mercado aberto. Os países com campos de petróleo conseguiram mais
controle com a formação em 1960 da Organização dos Países Exportadores de Petróleo.
Membros árabes do cartel usaram seu poder para fins políticos e econômicos, chocando a
economia global com um embargo em 1973.
5
Os preços subiram novamente em 1979 por causa da revolução iraniana. Na década de
1980, a OPEP, lutas internas, o surgimento de novos fornecedores e o desenvolvimento de
bolsas de futuros deram origem a novos preços com base no mercado. Hoje, a referência
internacional é o Barril do Mar do Norte. O benchmark americano é o crude West Texas
Intermediate (WTI), que durante anos negociado com um desconto para o barril, chegou
perto da paridade em 2016. A figura abaixo, mostra os principais eventos que impactaram
a variação do preço do petróleo.
Figura 2 - Grafico da variação do preço de petroleo desde 1985 – Bloomberg [6]
Tabela 1- Eventos da figura 2
Supply glut Excesso de oferta
Operation Desert Storm Guerra do Golfo
Chinese Growth Takes off Começo do crescimento da China
Financial Crise Crise de 2008
BP oil Spill Explosão de plataforma no Golfo do Mexico
Arab Spring Guerra Civil na Arabia
Iran Nuclear Tensions Tensões Nuclear no Iran
OPEC price war Guerra de preços da OPEP
Conflict in Yemen Conflito no Iémen
6
2.3 As causas da desvalorização do preço
Vários foram os motivos que influenciaram a desvalorização do petróleo. Conforme
exposto na seção 2.1, o excesso de oferta e a escassez da demanda foram influênciadas por
diversos fatores que serão apresentados nessa seção.
Primeiramente, um dos principais motivos da desvalorização dos preços do petróleo e de
preocupação de mais uma nova baixa nos preços são os estoques de gasolina nos Estados
Unidos. Eles subiram 0,5 por cento para 240,1 milhões de barris, em máxima histórica de
acordo com dados da Administração de Informação de Energia (AIE) [8]. Na figura
abaixo pode-se observar a comparação entre os niveis de oferta de gasolina nos Estados
Unidos em função do tempo com a variação do preço do petróleo.
Figura 3 Gráfico do preço de petróleo e demanda por gasolina – Bloomberg [6]
Outro motivo que coloca pressão não só nos preços do petróleo, mas de todas as
commodities, é a situação econômica de China e Estados Unidos. E por razões distintas e
nem por isso menos importantes uma da outra.
No caso da China, o grande problema é sua economia que vêm desacelerando e como o
pais é o maior importador da matéria prima, o impacto na demanda é expressivo.
Preocupações sobre a economia america e uma valorização do dólar também tem um
grande impacto, pois um dólar forte freia demanda por commodities que são precificadas
nessa moeda.
7
No caso dos Estados Unidos portando e ao contrario da China, é a melhora da economia
que causa o impacto no preço do petróleo pois tem como consequência um aumento de
juros pelo Federal Reserve (Banco Central Americano), criando uma valorização do dólar
contra as outras moedas emergentes.
Outro fator de extrema importância, são os exportadores do Oriente Médio, que aumentam
o excesso de oferta para diminuir os preços, pois estão envolvidos em uma guerra para
defender a sua quota de mercado.
2.4 As consequências da desvalorização do preço
Se por um lado, a desvalorização do preço do petróleo trouxe benifícios para os países
com alto consumo de gasolina como os Estados Unido, a nova era de preços baixos foi
uma maldição para os governos em países como Venezuela, Nigéria e Brasil, cujas
fortunas estão ligadas à venda de energia. Produtores norte-americanos dizem que a
revolução de xisto tornou o país o maior produtor mundial de petróleo e gás e o libertou
de temores de conflitos no Oriente Médio mas as empresas e países exportadores sofrem.
Com a queda dos preços do petróleo, os lucros caíram e as empresas foram forçadas a
proteger dividendos e cortar investimentos. A maioria optou por proteger os pagamentos,
cancelando projetos, tendo como consequência a demissão de milhares de pessoas. Desde
o início de 2015, varias empresas produtoras de petróleo e gás da América do Norte foi à
falência.
Atualmente, o preço do petróleo próximo aos 40 dólares, torna a vida uma incógnita para
os produtores e países exportadores. Para a Russia por exemplo, esse valor é tão baixo que
reformas institucionais se tornam inviáveis economicamente mas ainda alto o bastante
para prevenir uma crise financeira. Enquanto durante um boom de 10 anos 2.1 trilhões de
dólares de receita foram para as empresas, para rebalancear o orçamento o pais ainda
precisa de um preço base de 82 dólares.
Depois de sobreviver a dois anos de preços baixos, os produtores de petróleo estão se
preparando para um terceiro ano através da compra de proteção contra uma nova recessão.
Mesmo com a valorização atual, os produtores aumentaram as apostas na desvalorização
dos preços em 29% em 2016.
O preço do petróleo desvalorizou mais de 10% desde a nova alta em 2016 no início de
junho, alimentando temores de uma outra queda na casa dos 20 dólares no final do ano. A
8
perspectiva de uma repetição, tem feito produtos e perfuradores fazerem tudo que podem
para levantar dinheiro, usando venda de ações e títulos para pagar parte das dividas. Os
produtores de petróleo e gás dos EUA, estão vendendo ações em velocidade recorde, uma
grande mudança em relação a anos anteriores de altos preços, quando os mercados de
dívida eram a principal fonte de dinheiro da industria.
Figura 4 - Gráfico comparando o numero de vendas de ações (Vermelho) e títulos (Azul)
pelas empresas produtoras em bilhões de doláres – Bloomberg [6]
Existem duas principais razões por trás da mudança. Em primeiro lugar, a crise tornou
mais difícil e mais caro para emprestar. Em segundo lugar, usar o equity (ação) ajuda a
fortalecer o balanço de uma empresa num momento em que o preço do seu principal ativo
está se arrastando em seu terceiro ano. Isso melhora suas métricas de dívida através da
adição de fluxo de caixa e ativos sem pedir mais dinheiro.
Outra maneira de se proteger contra a queda do preço, é através de uma técnica chamada
de Hedge (proteção de perdas através de fixação de preços). O Hedge tornou-se uma
salvação de caixa para as empresas que até agora sobreviveram em um mercado de preços
baixos que já custou a falência dezenas de seus concorrentes.
Os produtores, aumentaram as apostas na desvalorização dos preços em uma terceira
semana consecutiva nos sete dias encerrados em julho de 2016, de acordo com dados da
Commodity Futures Trading Commission (CFTC). As apostas shorts (apostando na
desvalorização do ativo) aumentaram em 8.566 contratos futuros e opções combinadas.
Mas além de se proteger para o futuro, a recuperação de 80% do petróleo bruto a partir de
uma baixa de 12 meses, junto com a interrupções de fornecimento e queda da produção
9
EUA e uma redução das despesas do projeto, têm encorajado os executivos de começar a
gastar novamente após o corte mais de 1 trilhão de dólares em investimentos previstos.
Figura 5 - Gráfico mostrando a recuperação do petróleo da minima em 2016 –
Bloomberg[6]
Além proteger o balanço, é importante também que os exploradores tentem iniciar uma
nova fase de investimentos em exploração e produção para garantir o crescimento no
futuro. Enquanto a queda do preço atingiu o lucro de maneira dura, ele também tem
impulsionado os cortes de custos de serviços e equipamentos com perfuradores
renegociando contratos para obter melhores ofertas de fornecedores.
Após a recuperação dos preços, alguns projetos foram anunciados, mostrando que as
maiores empresas de petróleo do mundo estão começando a recuperar a confiança para
fazer grandes investimentos, encorajados pela subida dos preços do petróleo e pelos custos
baixos.
2.5 Conclusão das analises e projeções do mercado
Poucas análises demostram que os preços do petróleo irão retornar aos altos níveis
observados na época de pico. Apesar de alguns observadores da indústria afirmarem que
barganhar preços começará um período de sub-investimento na produção de petróleo, o
que poderia redefinir o cenário para um outro aumento nos preços, isso parece improvável
principalmente no curto prazo.
10
A favor dos que argumentam uma alta nos preços do petróleo, está o fato de que a
produção fora da Organização dos Países Exportadores de Petróleo vai diminuir em
750.000 barris por dia em 2016 de acordo com a Administração de Informação de Energia
(AIE). Os mercados também estão a ser apoiados por perdas de produção no Iraque e na
Nigéria, e o Irã pode restaurar sua produção de forma mais lenta do que o previsto após o
fim das sanções internacionais. A produção de petróleo EUA irá diminuir em 530.000
barris por dia este ano de acordo com a AEI. A agência também reduziu sua previsão de
oferta para o Brasil e Colômbia.
Mas nem mesmo um declínio acentuado na produção de petróleo pode convencer os
investidores de que os preços estão prontos a se recuperar totalmente. Os estoques
teimosamente elevados nos EUA e a saída de ressurgimento da OPEP, Rússia e Canadá
levaram gestores de dinheiro para cortar apostas no aumento dos preços ao nível mais
baixo em quatro meses. O West Texas Intermediate(WTI) tem tendência a desvalorização,
mesmo com os dados do governo dos EUA mostrando que a produção caiu para o mínimo
desde Maio de 2014.
O problema, foi que praticamente toda produção perdida dos Estados Unidos, foi
compensada pelo aumento da produção no Iran, conforme gráfico abaixo:
Figura 6 - Grafico comparando produção de petróleo dos EUA (branco) x IRAN (azul) –
Bloomberg [6]
Mesmo que, a produção nos EUA tenha caído 194.000 barris por dia para 8,43 milhões na
semana encerrada em julho de 2016 e a produção tenha caído 12 por cento desde o pico de
quatro décadas alcançado em junho de 2015, a Organização dos Países Exportadores de
11
Petróleo aumentou a produção de 0,7 por cento, para 32,9 milhões de barris por dia em
junho de 2016, de acordo com a Bloomberg.
Além disso a produção iraniana subiu 25 por cento este ano, para uma média de 3,5
milhões de barris por dia , segundo dados compilados pela Bloomberg . O Irã planeja
bombear 4 milhões de barris por dia até o final do ano e chegar a 4,8 milhões dentro de
cinco anos. Os estudos demostram, que o crescimento da demanda vem desacelerando,
fazendo o recente aumento do preço do petróleo improvável de durar. Os estoques
permanecem no nível sazonal mais alto em pelo menos uma década.Enquanto as
importações de petróleo bruto ficaram na média de 8 milhões de barris por dia nas quatro
semanas encerradas em julho de 2016
Outro aspecto técnico que defende a desvalorização do preço do petróleo no curto prazo,
são os contratos para entrega com vencimento mais longo, que sofreram desvalorização
menor que os atuais, um movimento conhecido como contango, estrutura onde os preços
para entrega hoje, são mais baixos do que aqueles em meses futuros, um sinal clássico de
excesso de oferta.
A analise gráfica, mostra que o barril também teve valorização no primeiro semestre de
2015, antes de desvalorizar mais de 40 por cento no final do ano
Figura 7 - Gráfico da variação do preço do contrato futuro de petróleo - Bloomberg
Portando, pode se concluir através das análises e dos dados fornecidos pelas agências de
mercado, que o preço do petróleo não vai ter uma valorização expressiva durante o
próximo um ano e meio com o crescimento da demanda desacelerando e refinarias
12
confortavelmente atendendo o consumo de gasolina. Desde a retomada de uma baixa de
27 dólares por barril de 12 anos em janeiro, o preço foi oscilando em torno de 50 dólares
por barril. Estudos demostram que os preços terminarão o ano não muito longe do valor
que estão hoje e sofrerão valorização para cerca de 60 doláres até o final de 2017.
A previsão, que coincide com uma visão semelhante do banco de investimentos Goldman
Sachs, significaria que países ricos em produção de petróleo e indústria de energia,
enfrentarão um período prolongado de preços baixos, mais parecido com o período de
1986-1999, do que com a rápida recuperação após a crise de 2008.A demanda está forte
mas a oferta está mais forte ainda, o que aumenta o risco do mercado colapsar novamente
no curto prazo. Se 2015 foi um ano de sobrevivencia, para quem conseguiu sobreviver
2016 e 2017 serão anos de preparação para o futuro.
13
3.0 A Bomba Centrífuga Submersa e Os Métodos de
Elevação Artificial de Hidrocarbonetos
A bomba centrífuga submersa será apresentada no presente capitulo. Será mostrado de
forma geral o seu funcionamento, propriedades e características. Neste capítulo, também
serão apresentados os métodos de elevação artificial na produção de hidrocarbonetos, com
ênfase para o sistema onde a bomba centrífuga submersa irá trabalhar. Por fim, será
apresentado o modulo de bombas que é testado antes de entrar em operação e o sistema
onde esse equipamento atua.
3.1 A Bomba Centrífuga Submersa
As bombas centrífugas submersas são equipamentos hidráulicos que geralmente, são
usados na elevação artificial na produção de hidrocarbonetos em poços que produzem
óleos pesados.
A bomba centrifuga submersa, tem uma característica operacional que possibilita este
equipamento trabalhar com muita eficiência na produção de fluidos com elevada razão
água-óleo e em altas vazões conforme será mostrado no teste de fluxo. Essa característica
operacional, se da pelo controle de vazão que pode ser controlada pela variação da
velocidade de rotação do motor. Além do motor elétrico que fornece potência mecânica, a
bomba também tem um selo que comunica mecanicamente o motor a bomba e o isola dos
fluidos do reservatório.
Entre os problemas na operação das Bomba Centrífuga Submersa, está a presença dos
gases, pois promove queda de eficiência da bomba (cavitação) e pode até ocasionar a
parada da mesma. Outro problema muito comum é a presença da areia, pois pode
promover a abrasão no interior da bomba.
3.1.2 Geometria da Bomba Centrífuga Submersa
A geometria na entrada da Bomba Centrífuga Submersa, é formada por um espaço anular
onde passam os fluidos da produção do poço formados pela tubulação e pelo eixo girante
que leva o torque do motor para a bomba.
14
A figura 8 mostra a Bomba Centrífuga Submersa em uma vista esquemática. Conforme
foi apresentado na seção anterior, ela é acionada por um motor elétrico e pode ser usada
em vários estágios. Cada estágio é composto de um rotor e um difusor. O difusor é o
componente fixo junto a carcaça. Já o rotor é formado pelo conjunto de pás.
O torque aplicado pela bomba ao fluido é convertido em energia cinética, fazendo com
que o fluido, que entra axialmente no rotor com velocidade relativamente baixa, seja
acelerado devido a alta velocidade de rotação do rotor. Em seguida a energia cinética é
convertida em energia de pressão quando o fluido deixa o rotor entrando no difusor.
Durante o processo, a pressão vai aumentando em cada estagio pois estes são em série.
Figura 8 - Componentes da bomba centrifuga submersa [4]
15
3.2 Métodos de Elevação Artificial de Hidrocarbonetos
Nesta seção serão abordados outros métodos de elevação artificial de petróleo, dando
maior enfase para o método de bombeio centrífugo submerso que será alvo de estudo no
presente trabalho. Também será apresentado todo o sistema onde as bombas testadas irão
operar.
3.2.1 Bombeio Centrífugo Submerso
Conforme foi exposto na seção que apresentou a bomba centrífuga submersa, o bombeio
centrífugo submerso é considerado um método de elevação artificial comumente usado
para altas vazões, com alto teor de água e baixa razão gás-óleo. Hoje esse método também
é usado para poços com altas temperaturas e fluidos coma alta viscosidade.
A utilização do bombeio centrífugo submerso está se expandindo na elevação artificial de
petróleo pela crescente flexibilidade dos equipamentos disponíveis. Neste tipo de bombeio,
a energia é transmitida para o fundo do poço através de um cabo elétrico. A energia
elétrica é transformada em energia mecânica através de um motor de subsuperfície, o qual
está diretamente conectado, através de um selo mecânico, a uma bomba centrífuga de
múltiplos estágios. Esta transmite a energia para o fluido sob forma de pressão, elevando-
o para a superfície.
O conjunto de bombeio centrifugo submerso é montado na extremidade da coluna de
produção. Além da própria bomba, o sistema é composto por selo e motor. Esses
equipamentos são unidos por luvas de acoplamento e impulsionam o óleo de determinada
altura para a superfície. O conjunto deve ser dimensionado de acordo com a produtividade
do poço e instalado a uma profundidade em que a sucção da bomba fique sempre
submergida.
Posicionado acima do motor, o selo evita a contaminação do óleo do motor pelo próprio
óleo produzido, preservando o mesmo e aumentando sua vida útil. Além disso, promove a
conexão entre o motor e a bomba. Antes da bomba há uma seção de admissão, onde
usualmente se utilizam equipamentos para diminuir a presença de gás na sucção da bomba
ou diminuir o tamanho das bolhas de gás de forma a minimizar sua interferência na bomba.
A bomba possui múltiplos estágios, dispostos um imediatamente acima do outro e cada
estágio é composto de uma parte móvel (rotor) e uma parte estacionária (estator). O óleo
16
passa por dentro da bomba sendo rotacionado em altas velocidades pelo rotor e
arremessado contra o estator. Este processo transforma a energia cinética oferecida pelo
motor em energia de pressão e possibilita que o óleo seja elevado até a superfície.
A energia elétrica é conduzida da superfície até o motor por meio de um cabo elétrico que
é fixado à coluna de produção. Nos poços off-shore, onde é exigida uma maior segurança,
a passagem do cabo é feita com a utilização de um mandril. Quando se deseja medir ou
registrar os valores de pressão e temperatura, um sensor é decido com o motor e emite
sinais para a superfície, utilizando o mesmo cabo que conduz a energia. Estes sinais são
decodificados e os valores são mostrados num monitor na superfície.
Vários critérios são utilizados na determinação do método de aplicação para elevação
artificial como propriedade do fluido, a taxa de produção, e profundidade do poço. Para a
e elevação de óleos pesados e viscosos, o método de elevação por bombeio centrifugo
utilizandando a bomba centrífuga submersa é o mais efetivo pois tem o maior potencial de
produção.
Na figura 9, temos uma comparação entre o potencial de produção com o processo de
elevação gasosa que será apresentado a seguir. O potencial de produção é elevado em
aproximadamente 40 m³/h taxa de vazão com a utilização da bombas centrífugas
submersas pois a composição dos fluidos é mantida, diferentemente do que acontece com
o método de elevação gasosa. A seguir os outros métodos de elevação artificial de
hidrocarbonetos serão apresentados. A figura abaixo mostra a diferença entre os métodos
de elevação artificial de hidrocarbonetos.
Figura 9 - Comparação entre potenciais de produção: gás lift x Bombeio Centrífugo
Submerso [4]
17
3.2.4 O Método Por Elevação Gasosa
O método por elevação gasosa também conhecido por método Gás Lift, pode ser contínuo
ou intermitente. O método contínuo, utiliza a injeção contínua de gás a alta pressão na
coluna de produção com o objetivo de gaseificar o fluido desde o ponto de injeção até a
superfície. Neste é usado gás natural que é produzido no próprio poço e é comprimido em
compressores na plataforma e enviado ao anular do poço através de uma linha de
produção. Na superfície, o controle da injeção de gás no poço é feito através de um
regulador de fluxo. A comunicação entre o anular e a coluna de produção é feita no poço
por uma válvula de Gás Lift.
Também é instalado dentro da coluna de produção, um mandril de Gás Lift onde se
encontra uma válvula de Gás Lift, que pode ser um orifício ou um dispositivo que se abre
em função da pressão no anular ou no interior da coluna. A válvula de Gás Lift tem a
função de controlar o fluxo de gás e estabelecer contato entre anular e coluna de produção.
Quando o poço está parado para manutenção e precisa retornar a produção pode-se usar
mais de uma válvula de Gás Lift e consequentemente mais de um mandril para que se
realize o descarregamento do poço. O método é padrão e versátil com excelente
continuidade operacional, é usado sem problemas para poços desviados e ainda reduz a
densidade dos fluidos.
Já o método de elevação gasosa intermitente, utiliza o deslocamento de fluido através de
golfadas para a superfície com injeção de gás a alta pressão. Essa injeção é controlada na
superfície por um intermitor de ciclo e por uma válvula de gás lift, fazendo com que os
intervalos possuem tempos bem definidos
A unica diferença entre o processo contínuo é o principio de funcionamento, sendo esse
método aplicável apenas em poços de baixa produtividade e o processo tem baixa
eficiência energética.
3.2.5 Metódo de Bombeio Mecânico
O bombeio mecânico é um método de elevação artificial utilizado apenas nos campos
onshore, seu principio de funcionamento se baseia no movimento rotativo de um motor
elétrico ou de combustão interna, que é transformado em movimento alternativo por uma
unidade de bombeio localizada próxima à cabeça do poço. Uma coluna de hastes transmite
18
o movimento alternativo para o fundo do poço, acionando uma bomba que eleva os
fluidos produzidos do reservatório para a superfície. O método de bombeio mecânico é
mais utilizado no mundo pela sua flexibilidade, pois este pode ser utilizado para elevar
vazões médias de poços rasos ou baixas vazões para poços de grande profundidade. [4]
Apesar de ser o mais utilizado, esse método de elevação é problemático em poços que
produzem areia pois a areia desgasta mais rapidamente as partes móveis e a camisa da
bomba devido a sua abrasividade. Em poços onde parte do gás produzido passa pela
bomba esse processo também encontra problemas pois o gás passando pela bomba reduz
sua eficiência volumétrica, podendo até provocar um bloqueio de gás. Mas o efeito do gás
no bombeio mecânico é menos problemático que no bombeio centrífugo submerso ou no
bombeio de cavidades progressivas.
Figura 10 - Bombeio mecânico [4]
19
3.2.6 Metódo de Bombeio Por Cavidades Progressivas
Nesse método, a transferência de energia ao fluido é feita através de uma bomba de
cavidades progressivas. Esta é uma bomba de deslocamento positivo também é constituída
de rotor e trabalha imersa no poço. O acionamento da bomba pode ser originado da
superfície, por meio de uma coluna de hastes e um cabeçote de acionamento, ou
diretamente no fundo do poço, por meio de um acionador elétrico ou hidráulico acoplado
à bomba.
O bombeio por cavidades progressivas é um método de elevação artificial onde a
geometria do conjunto forma uma série de cavidades herméticas idênticas. O bombeio é
realizado quando o rotor ao girar no interior do estator origina um movimento axial
progressivo das cavidades, no sentido da sucção para a descarga. Embora o número de
instalações com esse tipo de equipamento seja ainda pequeno, devido à simplicidade do
método e a eficiência na produção de fluidos viscosos, este método tem se difundido com
muita velocidade.
3.3 O Módulo de Bombas e Seu Sistema de Atuação
A bomba centrífuga submersa se encontra em um modulo de Bombas que será testado na
planta de teste do presente projeto, ele faz parte de um sistema para extração de Petróleo.
Esse sistema é chamado de Sistema de Bombeio Centrífugo Submerso Submarino. O
objetivo desta seção é apresentar a base de projeto do Sistema de Bombeio Centrífugo
Submerso Submarino e detalhar o módulo de bombas. Todos os dados foram fornecidos
pela FMC.
O projeto consiste em 3 sistemas a serem instalados em uma lâmina d'água de até 1500m,
operando a uma pressão máxima de 34,5 x 105 Pa e máxima temperatura de operação de
121°C. Cada sistema consistirá de uma base de fluxo, um módulo de bombas, dois
modulos de conexão vertical, sendo um modulo de sucção e um de descarga, uma Base de
Lançamento do Umbilical, um Jumper Hidráulico, um Jumper de Potência e um sistema
de potência para alimentação das bombas. Cada parte desse sistema será apresentado
nessa seção, com maior enfâse para o modulo de bombas.
20
O Módulo de Bombas abrigará duas cápsulas posicionadas a 5° da horizontal, de forma a
garantir que o deslocamento do fluido seja sempre ascendente, cada uma contendo em seu
interior uma Bomba Centrífuga Submersa responsável por adicionar um diferencial de
pressão, aumentando assim a vazão da produção. Abaixo a figura do modulo de bombas.
Figura - 11 Modulo de bombas - FMC
A base de Fluxo é responsável por receber o Módulo de Bombas e os Modulos de
Conexão vertical de sucção e descarga, assim como servir de bypass no caso de uma
intervenção e retirada do módulo, permitindo que a produção continue sendo enviada à
plataforma mesmo sem a presença do mesmo. Além das linhas de fluxo, a base será
responsável por receber as linhas de injeção química oriundas da Base de Lançamento
Umbilical, fazendo a interligação entre eles.
Os Módulos de Conexão Vertical serão responsáveis por receber a produção oriunda da
Arvore de Natal de produção e, após o bombeamento, escoar a produção à plataforma. O
sistema possuirá um Módulo de Conexão Vertical de sucção, que receberá a produção
oriunda da respectiva Arvore de Natal Molhada, e um Módulo de Conexão Vertical de
descarga, que, após o bombeamento, enviará a produção à plataforma. Ambos os Módulos
de conexão verical serão dotados de um conector Torus.
21
O Jumper Hidráulico é responsavel pela interligação entra a base de lançamento Umbilical
e a base de fluxo e pussuirá o comprimento necessário para atender a uma distãncia
máxima de 25 metros.
Cada Base de Lançamento Umbilical receberá um umbilical eletro-hidráulico e um
umbilical de potência que distribuirá as linhas hidráulicas para a base de fluxo e enviará
potência para alimentação das bombas no Módulo de Bombas.
O projeto de instrumentação da base de lançamento Umbilical, permitirá que as
mangueiras dos umbilicais sejam mantidas pressurizadas com até 20,7 x 105 Pa durante a
instalação para evitar colapso das mesmas. Este requisito não é aplicável às linhas de
injeção química, uma vez que as mangueiras do umbilical para estas linhas são do tipo
High Collapse Resistant (alta resistência).
A Base de Lançamento Umbilical será assentada próxima à Base de Fluxo. O projeto tem
que respeitar os raios mínimos de curvatura dos cabos elétricos de sinal e potência e das
mangueiras de acionamento hidráulico. A Base de Lançamento Umbilical, deve ser
suficientemente robusta e estruturalmente preparada para suportar os esforços mecânicos
de lançamento sem que haja deslocamento de seus componentes. Estruturalmente, também
deve estar adequada para suportar a instalação dos jumpers sem sofrer deslocamentos.
O sistema elétrico de sinal e de potência possibilitará que as terminações elétricas, possam
ser conectadas à base de lançamento Umbilical a bordo do barco de lançamento momentos
antes da instalação. O fluxo do sistema pode ser melhor entendido atravez da figura
abaixo.
22
Figura - 12 Unifilar do Layout de Campo – FMC
23
A figura mostra que cada sistema de bombeio receberá uma linha de produção oriunda da
plataforma, a qual será conectada ao Modulo vertical de conexão de saída, e uma linha de
produção oriunda da Arvore de Natal do poço correspondente, interligada ao Modulo
Vertical de Conexão de entrada.
As bases de Lançamento do Umbilical dos poços CHTP mostradas na figura, receberão
um umbilical eletro-hidráulico integrado e enviarão um umbilical eletro-hidráulico para a
respectiva Arvore de Natal Molhada. Conforme mostrado na figura acima, a Base de
lançamento do Umbilical do poço BLAP-01 também receberá um umbilical eletro-
hidráulico e enviará um umbilical eletro-hidráulico para a respectiva Arvore de Natal
Molhada, além disso, uma segunda Base de Lançamento do umbilical receberá o cabo de
potência oriundo da plataforma e o direcionará para o Módulo de Bombas. O projeto tem
vida útil de 25 anos.
24
4.0 Conceitos Gerais e Cálculos para Seleção da bomba
4.1 Teoria e conceitos gerais
Nesta seção serão expostos os conceitos relacionados as bombas, primeiramente
apresentando a classificação dos seus principais tipos com suas respectivas características.
Em seguida, serão abordadas noções de mecânica dos fluidos que serão importantes para
realização do trabalho. Também será mostrada toda a teoria necessária para a seleção da
bomba.
4.1.2 Classificação e características gerais das bombas
As Bombas são máquinas hidráulicas que recebem o trabalho mecânico e cedem energia
para o escoamento de um liquido no sistema. Esse trabalho mecânico pode ser por meio de
turbinas, de um sistema pneumático ou o motor elétrico que é o mais comum entre eles.
4.1.2.1 Classificação dos tipos de bombas
Na figura abaixo os principais tipos de bombas são classificados de acordo com a maneira
que é feita a transformação da energia hidráulica
25
Figura - 14 Classificação de bombas [1]
Conforme a figura acima as bombas tem diferenças entra as categorias dinâmicas e
volumétricas.
26
4.1.2.2 Bombas volumétricas
Nas bombas volumétricas, o transporte do liquido e sua vazão dependem do volume
deslocado pelo impulsionador possuindo o mesmo sentido e direção que este, com vazão
sempre constante.
Bombas volumétricas são mais usadas com vazões baixas, altas pressões e fluidos de
viscosidade relativamente alta. Na indústria naval e petrolífera que é alvo de estudo no
presente trabalho é usada para transferência de óleo lubrificante, combustível ou óleo de
alimentação.
Figura 15 - Bomba de engrenagens [1]
Figura 16 - Bomba de lóbulos [1]
27
4.1.2.3 Bombas dinâmicas
Já nas bombas dinâmicas, a energia é transmitida pela a forma de energia cinética e
pressão, enquanto nas volumétricas o órgão transmite a energia ao fluido exclusivamente
como pressão. A vazão bombeada depende sempre do projeto da bomba e das
características do sistema onde ela opera, sendo assim, sua vazão varia com as condições
do sistema e o tempo.
Bombas dinâmicas são usadas para altas vazões, baixas pressões e fluido menos viscoso.
Novamente, na indústria petrolífera vê-se seu uso como bombas centrífugas que serão as
testadas no trabalho, para o acionamento elétrico ou por turbinas a vapor para serviços de
água.
A alimentação de água para caldeira precisa de vazão variável dependendo do consumo de
vapor, com pressões não tão altas, sendo comum a utilização de bombas centrífugas.
4.1.3 Conceitos fundamentais de mecânica dos fluidos
4.1.3.1 Propriedades dos fluidos
Nesta seção serão apresentados alguns conceitos sobre as propriedades físicas dos fluidos
que serão necessários para os cálculos do projeto.
4.1.3.2 Massa específica (�)
A massa específica é a substancia definida como a quantidade de massa que ocupa uma
unidade de volume. Será usado no trabalho o kg/m³. como unidade.
4.1.3.3 Peso específico (�)
O peso específico do fluido é definido como a razão entre o peso de uma substância e a unidade
de volume. Essa propriedade pode ser calculada pela seguinte equação:
28
γ = ρ. g
A unidade do peso específico é N/m³.
4.1.3.4 Densidade relatia (d)
A densidade relativa de uma substancia ou gravidade especifica é a razão entre a massa
específica da mesma e a massa especifica de uma substancia de referencia nas mesmas
condições.
d =ρ
ρ(água)
4.1.3.5 Viscosidade absoluta ou dinamica (µ)
A viscosidade absoluta é definida como a resistência oposta pelas camadas liquidas ao
escoamento. No SI sua unidade é o Pa/s mas na pratica o centipoise é o mais utilizado (cp)
4.1.3.6 Viscosidade cinemática (�)
A viscosidade cinematica é a razão entre a viscosidade absoluta e a masa especifica de
uma substancia.
v =μ
ρ
4.1.4 Classificação do escoamento
29
O escoamento no interior de dutos e tubos pode ser classificado como laminar ou
turbulento.
4.1.4.1 Escoamento laminar
No regime laminar, o escoamento é caracterizado pelo movimento suave em laminas ou
camadas. Neste tipo de escoamento o fluido escoa de modo organizado.
4.1.4.2 Escoamento turbulento
No regime turbulento a estrutura é caracterizada por movimentos tridimensionais
aleatórios das particulas fluidas, em adição do movimento médio.
4.1.4.3 Número de Reynolds (Re)
Para determinar o tipo de escoamento usa-se um número adimensional chamado número
Reynolds. Definido abaixo:
Re =ρf. V. Din
μ
Onde:
ρ=Massa específica
μ=Viscosidade Absoluta
D=Diametro interno da tubulação
V=Velocidade média do escoamento
Para Reynolds acima de 4000 o fluido está em regime turbulento. Para valores de
Reynolds abaixo de 2000 o fluido é laminar. Para valores intermediários, a faixa crítica,
precisa-se de uma maior analise mas isto não deverá ser motivo de preocupação, pois na
prática o regime de escoamento nesta faixa é turbulento, só sendo laminar quando a
velocidade de escoamento for muito baixa ou o fluido for muito viscoso. Deve-se lembrar
também que o número de Reynolds é adimensional. Como no presente trabalho o fuido
30
para o teste de fluxo é pouco viscoso (água), o Reynolds costuma ser turbulento, como
será demostrado para o cálculo da perda de carga normal.
4.1.4.4 Teorema de Bernoulli
O teorema de Bernoulli relaciona relaciona a pressão, a energia cinética e a energia
potencial gravitacional de uma linha de corrente em um escoamento. Ela é uma
simplificação das equações de conservação de energia. O teorema de Bernoulli pode ser
representado pela equação abaixo:
P1
ρ ∙ g+
V1
2. g+ Z1 =
P2
ρ ∙ g+
V2
2. g+ Z2
Onde:
P - Pressão aolonfo da linha de corrente
h - Altura Estática do fluido
ρ - Massa específica
V - Velocidade do fluido na seção considerada
g - Aceleração gravitacional
O uso destas equações é possível apenas quando certas condições forem satisfeitas. Estas
condições estão listadas abaixo:
Escoamento ao longo de uma linha de corrente constante.
Fluido incompressível, onde ρ é constante.
Escoamento sem atrito, viscosidade =0 (reversível)
Escoamento em regime permanente
31
4.1.5 Perda de Carga
No sistema real comumente existem perdas por atrito na superfície da tubulação assim
como entre as partículas do fluido, devido à viscosidade do fluido A perda de carga de um
escoamento é a energia por quantidade de peso que o fluido perde durante seu escoamento.
Ela é expressa em unidade de comprimento (m).
Portanto, deve-se considerar as perdas de carga representada por hf.
P1
ρ ∙ g+
V1
2. �+ Z1 =
P2
ρ ∙ g+
V2
2. �+ Z2 + hf
Ela pode ser dividida em duas categorias: a perda de carga normal (hfn) e a perda decarga
localizada (hfl).
A perda de carga normal acontece por conta do atrito do fluido com as paredes internas da
tubulação, e também dos atritos internos do escoamento. Já a perdade carga localizada se
deve a passagem do escoamento pelos acessórios da tubulação. Assim, a perda de carga
total se dará pela soma das perdas normais e localizadas, como na fórmula abaixo:
hf = hfn + hfl
4.1.5.1 Perda de Carga normal
Devido a sua complexiadade do escoamento no regime turbulento, para sua analise é
preciso um tratamento teorico – experimental. Assim usa-se a equação de Darcy-
Weisbach:
ℎ�� = �.�
�.��
2�
Onde:
f = fator de atrito.
D = Diamêtro da tubulação.
32
g = aceleração da gravidade, em metros por segundo ao quadrado [m/s²].
L =Comprimento reto de tubulação.
V = velocidade do escoamento, em metros por segundo [m/s];
Para determinar o valor do coeficiente de atrito f, precisa-se analisar primeiramente o tipo
de escoamento pelo número de Reynolds. Para escoamento laminares, o fator f será
descrito pela formula abaixo:
f =64
Re
Para o escoamento turbulento, usa-se a equação de Colebrook-White:
1
√f= − 2 ∙ log10∙
eD
3,7+
2,51
Re ∙ √f
Como ambos os lados da formula possui o fator f, deve ser feita de forma iterativa ou usar
o Abaco de Moody mostrado na Figura 17. Para escoamentos completamente rugoso, o
Número de Reynolds não influencia no valor de f, tornando as linhas de rugosidade
relativa (e/D) paralelas no Ábaco. Portanto, pode-se usar a Figura 18. Formulações
teórico-experimentais também surgiram e que facilitaram a automatização dos cálculos.
33
Figura 17 - Ábaco de Moody [1]
Na figura abaixo, podemos ver também um gráfico usado para retirar o valor da
rugosidade relativa em função do diâmetro da tubulação e do material que é composta.
34
Figura 18 - Àbaco de Moody para completamente turbulento [1]
35
4.1.5.2 Perda de Carga Localizada
A perda de carga localizada é a perda de carga devido aos acidentes como válvulas e
curvas. Esta parcela da perda de carga pode ser calculada por dois métodos: o método
direto ou o método dos comprimentos equivalentes. Neste projeto usaremos o método do
comprimento equivalente. O método do comprimento equivalente consiste em fixar o
valor do comprimento reto de tubulação que reproduziria, nas mesmas condições, a
mesma perda de carga que o acessório em questão.
hfl= KV�
2g
Onde:
K= Coeficiente de perda
O coeficiente de perda é obtido experimentalmente para os diversos tipos de acidentes e
geometrias. Os valores dos comprimentos são tabelados e dependem do diâmetro da
tubulação ao qual o acessório está conectado e do tipo de acessório. Abaixo algumas das
tabelas são mostradas
36
Tabela 2- Comprimento equivalente - Entradas e Saídas - ft (m)
Tabela 3 - Comprimento Equivalente - Reduções e ampliações de diâmetro - ft (m)
37
Tabela 4 - Comprimento Equivalente - Válvulas - ft(m)
38
Tabela 5 - Comprimento equivalente - Joelhos e curvas - ft(m)
4.1.6 Curva do Sistema
De posse das perdas de carga do sistema, pode-se calcular a altura manométrica do
sistema para diferentes vazões, para poder definir a curva do sistema e depois fazer a
analise da bomba que vai satisfazer o ponto de operação encontrado.
4.1.6.1 Altura manométrica do sistema (H)
Para encontrarmos o ponto de trabalho da bomba, é preciso calcular o quanto de energia
por unidade de peso o sistema em que a bomba será instalada necessita em função da
vazão que bombeada. Essa energia é conhecida como altura manométrica do sistema. Ela
é função da altura, diferença de pressão entre os reservartorios de sucção e descarga e das
perdas de cargas e pode ser calculada pela formula abaixo:
39
H = hd − hs
Onde:
hd - É a altura manométrica de descarga, ou seja, a quantidade de energia por unidade de
peso que deve existir no flange de descarga para que o fluido alcance o reservatório de
descarga nas condições exigidas de pressão e vazão.
hs – É a altura manométrica de sucção, ou seja, a quantidade de energia por unidade de
peso já existente no flange de sucção para uma determinada vazão.
Figura 19 - Sistema de bombeamento [1]
hs = �� ��
�+ ℎ��
hd = �� ��
�+ ℎ��
H =(�� − ��)
�+ (�� − ���)
Onde:
�� - Pressão Manométrica do reservatório de descarga
�� - Pressão Manométrica do reservatório de sucção
40
�� - Altura Estática de Descarga
�� - Altura Estática de Sucção
� – Peso Específico na Temperatura de Bombeamento
ℎ�� - Total de Perda de Carga por acidentes
ℎ�� - Total de Perda de Carga por trecho reto
Ao calcular a altura manométrica para diferentes vazões pode-se traçar a curva do sistema
como mostrada na Figura 20.
Figura 20 - Curva do sistema [1]
4.1.6.2 Determinação do ponto de trabalho
De posse da curva do sistema e as curvas caracteristicas das bombas, podemos selecionar
uma bomba que possua uma curva de Head(H) xVazão(Q) que intercepte a curva do
sistema num ponto em que a vazão seja adequada obtendo assim o ponto normal de
trabalho. Este ponto significa que a energia por unidade de peso necessaria para deslocar o
41
fundo da sucção até a descarga a certa vazão é igual a energia cedida pela bomba ao
liquido, em outras palavras o sistema está em equilibrio.
Figura 21 -Ponto de operação [1]
Essa curva caracteristicas de desempenho deve ser fornecida pelo fabricante da bomba.
Após encontrar o ponto de operação, pode-se achar a potência, Head total e ficiência da
bomba naquela vazão.
4.1.7 Cavitação
Como no presente trabalho, durante o teste a bomba selecionada deve manter a pressão
minima na sucção da bomba centrifuga submersa para evitar a cavitação, esse fenômeno
também será explicado na parte teórica.
A cavitação é um dos assuntos mais importantes relacionados a bombas, não somente na
seleção de uma bomba como também em sua operação. A cavitação é um fenômeno físico
que ocorre quando a pressão absoluta de qualquer ponto de um sistema bombeado atingir
o valor inferior ao da pressão de vapor do fluido , na temperatura de bombeamento.
42
Com isso, parte do líquido irá se vaporizar e formar bolhas, que continuaram a fluir
juntamente com o fluido. Assim que esta bolha encontrar algum ponto do escoamento em
que a pressão esteja acima da pressão de vapor, esta bolha implodirá, ou seja, deixará de
ser vapor e se transformará bruscamente em líquido.
Todavia, como o volume específico do líquido é muito menor que o do vapor, o colapso
das bolhas implicará a existência de um vazio, que será preenchido pelo líquido da
vizinhança. Este rápido preenchimento gera uma onda de choque, que além de prejudicar
o funcionamento da bomba, danifica a mesma. Sua ocorrência na entrada do impelidor da
bomba acarreta em vibração, ruído e danificação das pás do impelidor, com retirada do
material deste.
No caso das bombas centrífugas, a região onde a pressão é mínima é na entrada do
impelidor. Nesta parte, o líquido proveniente do reservatório de sucção ainda não recebeu
nenhum incremento de energia e, além disso, teve sua energia por peso reduzida devido às
perdas por atrito com a tubulação.
Para evitar o fenômeno, deve-se calcular o NPSH requerido pela bomba em função da
velocidade do fluido. O projetista do sistema então necessita garantir que o sistema
possuirá o NPSH disponível superior com margem de segurança.
4.2 Estudos da Seção de Teste e Seleção da Bomba
4.2.1 A Seção de Teste e o Módulo de Bombas
O sistema onde a bomba será selecionada será detalhado nesta seção. Esse sistema é uma
bancada de Teste localizada no parque tecnológico da FMC onde Bombas Centrífugas
Submersas serão testadas. A proposta dessa seção, é descrever de maneira breve os teste
de integração do sistema do Módulo de Bombas. O funcionamento do Circuito de Teste,
terá como objetivo a verificação da operação da bomba e sua integração com todo o
sistema de Bombeio Centrifugo Submerso Submarino. Os testes a serem realizados estão
listados abaixo:
Teste de vedação do Modulo de bombas
Teste de Fluxo da bomba centrifuga submersa
43
Os testes tem como objetivo, a verificação da integração dos equipamentos e a
parametrização do variador de frequência. Testar o funcionamento e partida do conjunto
Bomba Centrifuga Submersa e o desempenho da bomba em diferentes vazões.
Um dos principais pontos dos testes, é a confirmação da rotação dos dois conjuntos de
bombas no mesmo sentido. Deve se avaliar e registrar as vibrações da parte exterior da
cápsula. Medir as formas de onda de tensão e de corrente total do sistema nos terminais do
Variador de Freqüência.
Os testes serão explicados com maior detalhamento para o teste de fluxo, onde a bomba
selecionada no projeto terá um papel fundamental, pois preenche o circuito de teste com
aguá e mantem a pressão mínima de sucção da Bomba Centrífuga Submersa durante a
realização do teste.
4.2.1.1 O teste de vedação do módulo
O teste de vedação do módulo, tem como objetivo verificar a estanqueidade do módulo de
bombas. Esse teste deve começar após certificação completa montagem do Modulo de
Bombas. Antes da pressurização, deve ser purgado o máximo possível de ar de dentro do
skid de bombeio centrífugo submerso submarino.
Caso o teste seja feito com o Skid de bombeio centrífugo submerso submarino travado na
base de teste, o circuito de teste deve estar ventando para a atmosfera com todas as
válvulas do sistema abertas.
Com uma taxa de 69 x 103 Pa/min, deve se aplicar 34,5 x 105 Pa de pressão no módulo de
bombas e esperar 180 segundos e verificar a ocorrência de vazamento.
Depois com uma taxa de 34,5 x 103 Pa/min, drenar pressão da linha até 17,3 x 105 Pa e
esperar 15 minutos e verificar a ocorrencia de vazamento.
Caso não ocorra vazamento deve-se verificar a comunicação com o sensor para testar a
integração com o sistema elétrico de potencia.
4.2.1.2 O teste de fluxo
O teste de fluxo que será detalhado nesta seção, tem como objetivo confirmar que ambas
as bombas centrifugas submarinas estão girando no mesmo sentido, medir a vibração entre
44
as cápsulas, avaliar o desempenho das bombas girando em sentido inverso e medir as
formas de onda de tensão e corrente total do sistema nos terminais de variador de
freqüência. Ele será descrito no detalhe pois a bomba selecionada precisa fornecer água ao
sistema alem de manter a pressão de minima de entrada na bomba submarina.
Figura 22- Planta de teste simplificada - FMC
O Primeiro passo do teste de fluxo é verificar se o sistema de aquisição de dados está
ativado e verificar se as bombas P- 101 de pressurização está ligada.
Após essa verificação, deve-se regular lentamente a abertura da válvula de controle (PV-
102) de modo a regular a pressão no sensor para 15 x 105 Pa e conferir se o Variador de
Frequência está energizado.
Em seguida, deve-se posicionar a valvula PV-101 com abertura de 20% (max) e verificar
se a posição do indicador coincide com o valor ajustado no supervisorio.
Após esse procedimento, deve-se partir a bomba centrífuga submersa com 40hz e
verificar se as bombas estão girando no mesmo sentido após 120s.
Caso as bombas estejam girando em sentidos opostos, será necessário desmobilizar o teste
e refazer a terminação de um dos conectores ou penetrador elétrico. A vazão limite da
bomba centrifuga submersa é de 231 m3/h.
45
Caso as bombas estejam girando no mesmo sentido, o teste procede com a válvula PV –
101 sendo ajustada para diferentes pressões, de modo a regular a pressão no sensor de
diferencial de pressão para os pontos operacionais listados no procedimento abaixo.
A bomba é testada em pontos pré estabelecidos de menor vazão, maior eficiência e maior
vazão. O teste começa com os pontos de menor vazão.
O primeiro ponto de menor vazão a ser testado é 83 m³/h. Deve-se regular abertura da PV-
101 de modo a regular a pressão no sensor de diferencial de pressão para 81 x 105 Pa.
Aguardar 1 hora para estabilização da condição de operação e verificar corrente esperada
de operação.
Após o primeiro ponto, deve-se aumentar a velocidade da bomba centrifuga submersa
para 50 Hz. Incrementos de 1 Hz/min. Regular abertura da PV-101 de modo a regular a
pressão no sensor de diferencial de pressão para 127 x 105 Pa.(Ponto de menor vazão: 104
m³/h) e aguardar 10 minutos para estabilização da condição de operação.
Aumentar a velocidade da bomba centrifuga submersa para 55 Hz com incrementos de 1
Hz/min. Regular abertura da PV-101 de modo a regular a pressão no sensor de diferencial
de pressão para 127 x 105 Pa. (Ponto de menor vazão: 115 m³/h) Aguardar 10 minutos
para estabilização da condição de operação.
Aumentar a velocidade da bomba centrifuga submersa para 60 Hz com incrementos de 1
Hz/min. Regular abertura da PV-101 de modo a regular a pressão no sensor de diferencial
de pressão para 184 x 105 Pa. (Ponto de menor vazão: 125 m³/d). Aguardar 10 minutos
para estabilização da condição de operação. Em seguida as bombas são testadas para os
pontos de maior vazão.
Sem aumentar a velecidade da bomba centrifuga submersa, regular abertura da PV-101 de
modo a regular a pressão no diferencial de pressão para 96 x 105 Pa. (Ponto de maior
vazão: 232 m³/h) Aguardar 10 minutos para estabilização da condição de operação.
Reduzir a velocidade da bomba centrifuga submersa para 55 Hz. Redução de 1 Hz/min.
Regular abertura da PV-101 de modo a regular a pressão no sensor de diferencial de
pressão para 82 x 105 Pa. (Ponto de maior vazão: 212.5 m³/h). Aguardar 10 minutos para
estabilização da condição de operação.
Reduzir a velocidade da bomba centrifuga submersa para 50 Hz. Redução de 1 Hz/min.
Regular abertura da PV-101 de modo a regular a pressão no sensor de diferencial de
pressão para 67 x 105 Pa. (Ponto de maior vazão: 193 m³/h). Aguardar 10 minutos para
estabilização da condição de operação.
Reduzir a velocidade da bomba centrifuga submersa para 40 Hz. Redução de 1 Hz/min.
Regular abertura da PV-101 de modo a regular a pressão no sensor de diferencial de
46
pressão para 43 x 105 Pa. (Ponto de maior vazão: 154 m³/h).Aguardar 10 minutos para
estabilização da condição de operação. Registrar parâmetros operacionais
Para concluir o teste as bombas são testadas para os pontos de melhor eficiência.
Sem alterar a velocidade da bomba centrifuga submersa, regular abertura da PV-101 de
modo a regular a pressão no sensor de diferencial de pressão para 76 x 105 Pa. (Ponto de
maior eficiência: 100 m³/h) Aguardar 10 minutos para estabilização da condição de
operação.
Regular a velocidade da bomba centrifuga submersa para 50 Hz. Incrementos de 1 Hz/min.
Regular a abertura da PV-101 de modo a regular a pressão no sensor de diferencial de
pressão para 119 x 105 Pa.(Ponto de maior eficiência: 125 m³/h). Aguardar 10 minutos
para estabilização da condição de operação.
Aumentar a velocidade da bomba centrifuga submersa para 55 Hz. Incrementos de 1
Hz/min. Regular a abertura da PV-101 de modo a regular a pressão no sensor
dediferencial de pressão para 143 x 105 Pa.(Ponto de maior eficiência: 137 m³/h).Aguardar
10 minutos para estabilização da condição de operação.
Aumentar a velocidade da bomba centrifuga submersa para 60 Hz com incrementos de 1
Hz/min. Regular abertura da PV-101 de modo a regular a pressão no o diferencial de
pressão para 171 x 105 Pa. (Ponto de maior eficiência: 150 m³/h). Aguardar 10 minutos
para estabilização da condição de operação.
Para encerrar o teste, deve-se manter a bomba centrifuga submersa operando a 60 Hz até
completar 8 horas contínuas. E reduzir velocidade para 40Hz. Redução de 1Hz/min.
Desligar e desenergizar o Variavel de Frequência. Regular lentamente abertura da válvula
de controle PV-102 para 95%. Desligar bomba P-101.
47
4.2.2 Seleção da bomba
Na última seção, foi exposto de maneira ampla os componentes e a finalidade da planta de
teste. Agora nesta seção, serão apresentados todos os dados fornecidos pela FMC
necessários para o cálculo de seleção da bomba que alimentara o sistema e cálculo da
capacitância do sistema.
4.2.2.1 Dados e requisitos operacionais do sistema
Nesta parte do projeto, a bancada de teste localizada no parque tecnologico da FMC na
ilha do fundão, com seus respectivos acessórios e dados serão mostrados assim como as
condições necessárias para a sua operação e todas as características. Será feita uma analise
detalhada de como a bomba funciona no sistema, para determinar como calcular os
parâmetros necessários e selecionar a bomba adequada para o seu funcionamento com as
curvas fornecidas pelo fabricante.
O sistema no qual a bomba será selecionada é uma planta de teste aonde bombas
centrífugas submersas serão testadas e necessitará de um fluxo constante de água durante
a realização do teste. A bomba que será selecionada, é usada para preencher o circuito de
teste, além de manter a mínima pressão de sucção requerida pela bomba centrífuga
submersível testada, garantindo assim, a realização da operação sem que aconteça a
cavitação.
48
Figura 23 - Planta de teste simplificada - FMC
A bomba do tanque (P- 101), preenche a planta de teste com a agua do tanque (TQ – 101)
a uma vazão de 18m3/h elevando a pressão de 1,03 x 10�Pa (na entrada) para
20,69 x 10�Pa (descarga) em todo o circuito de teste. A bomba realiza a pressurização do
sistema, com a valvula (PV – 102) totalmente fechada (20,69 x 10�Pa) até o circuito ser
totalmente preenchido. Após o circuito estar totalmente preenchido, o teste de fluxo da
Bomba Centrifuga Submersa que foi detalhado na seção anterior tem início.
A bomba continua operando durante a realização do teste, com a válvula de baixa pressão
(PV – 102) parcialmente aberta (20% - 10,34 x 10�Pa) para retornar o fluido para o
tanque e manter a pressão de entrada constante.
Isso é feito, para evitar o fenomeno da cavitação em função do diferencial de pressão da
bomba submarina. Por isso, a pressão deve ser elevada a 20,69 x 10�Pa na sucção. No
sistema, válvulas de alivio são usadas para proteção contra pressão excessiva.
Uma válvula de controle de alta pressão (PV – 101) controla a pressão de saída da bomba
submarina. Por razões de segurança, ela é operada remotamente. Na parte inferior da
planta, o trocador de calor reduz a temperatura da água para mantê-la entre os limites
operacionais.
Para encerrar o teste, (PV – 102) é totalmente aberta (95% - 1,03 x 10�Pa) e o líquido
retorna para o tanque. O trecho de sucção sai do tanque de água até a entrada da bomba e
o de descarga é da saída da bomba até a linha de sucção do módulo de bombas.
49
O líquido de teste é a água a temperatura do sistema deve ficar na faixa entre 10 e 100
graus Celsius. O sistema é projetado baseado em um conceito modular, sendo possível
mobilizar e desmobilizar sua execução. O teste acontece em diferentes frequências de
operação entre 40Hz e 60Hz, conforme exposto no capitulo anterior.
Durante a operação do circuito de teste, deve-se atentar aos limites dos componentes do
circuito listados abaixo:
Temperatura: 10 – 90 ˚C
Pressão mínima de sucção da bomba submarina : 20 x 10� Pa (300psi)
Pressão máxima de descarga da bomba submarina : 210 x 10� Pa (3100psi)
Tensão máxima de saída do variador de freqüência: 4.576kv
Corrente Máxima de saída do variador de freqüência :250 A
Limites de abertura da válvula de controle PV-101:
Limite inferior: 5%.
Limite superior: 60%.
Limites de abertura da válvula de controle PV-102:
Limite inferior: 20%.
Limite superior: 95%.
Com base nas figuras e plantas fornecidas e nas descrições do sistema já feitas, temos os
todos os dados necessários para o cálculo de seleção da bomba. Abaixo a planta de teste
completa com seus respectivos dados.
Tabela 6 - Dados da Planta de Teste - FMC
Nota 1 : A vazão e velocidade irão variar nessa linha.
Nota 2:As válvulas ficarão sempre fechadas durante a operação do sistema, portando
nessa linha não há vazão e velocidade significativa.
50
Figura 24 - Planta de Teste - FMC
4.2.2.2 Cálculo da Altura Manométrica Total do Sistema
Pode-se calcular diretamente a altura manométrica total do sistema, tendo como valores os
dados apresentados referentes ao flange de sucção e descarga. Para resolver a equação,
deve-se calcular o diferencial de pressão e o peso específico.
H =(��� − ���)
�+
(���� − ����)
2. �+ (��� − ���)
4.2.2.3 Cálculo do diferencial de pressão
∆P = ��� − ���
51
��� = 20,69 ��� = 20,69. 10���
��� = 1,03 ��� = 1,03. 10���
∆P = (20,69 − 1,03). 10� Pa
∆P = 19,66. 10� Pa
4.2.2.4 Cálculo do peso específico
� = ��. �
� = 1000��/� �. 9,81 � /��
� = 9810 � /� �
4.2.2.5 Cálculo das velocidades
As velocidades já são fornecidas no quadro de dados. Nessa seção a velocidade será
recalculada apenas para testar a veracidade dos dados fornecidos. Como no flange de
sucção e no flange de descarga a tubulação não varia de diametro, a velocidade de
escoamento no flange de sucção será igual no flange de descarga. Isso pode ser mostrado
pela lei de conservação de massa abaixo:
� ̇(�������) = � ̇(��í��)
�̇= � ��. �⃗. �⃗��
��. ���. ��� = ��. ���. ���
Como a seção transversal ao escoamento é constante e o fluido é incompressível a
seguinte equação é encontrada:
��� = ��� = �
Assim a velocidade pode ser calculada pela seguinte expressão:
52
� =�
�
Como o valor da vazão já foi apresentado, precisaremos encontrar a área da seção
transversla interna da tubulação cujo diâmetro nominal foi fornecido. Com posse da tabela
abaixo é possivel encontrar o diãmetro usando o diâmetro nominal como referencia.
Tabela 7 - Dimensões relacionadas à tubulação extra strong pipe
Diâmetro interno 2in = 49,2 mm = 0,0492m
Com esse valor, é encontrada a seguinte área transversal ao escoamento:
A = π. Din�
4
A = π. 0,0492�
4
A = 0,0019m �
A partir da área, cálcula-se a velocidade, que é muito proxima da fornecida no quadro de
dados.
53
V = �
3600. A
V = 18
3600.0,0019
V = 2,63 m /s
Com todos as parametros necessarios para o cálculo da altura monométrica total do
sistema, voltamos a equação do início da seção:
H =(Pfd − Pfs)
γ+
(Vfd� − Vfs�)
2. g+ (Zfd − Zfs)
H =(19,66.10�)
9810+ 0 + (0)
H =200,30 m
4.2.2.6 Calculo da perda de carga
De posse do H estático, que não varia com a vazão, precisa-se calcular o head variável
através das perdas de carga na sucção e descarga. Conforme exposto anteriormente, o
cálculo de perda de carga devido ao escoamento do fluido na tubulação será feito através
do método do comprimento equivalente.
Os cálculos serão divididos entre a perda de carga na tubulação de sucção e de descarga e
são apresentados a seguir. Para o cálculo da perda de carga na sucção, será usado o
método do comprimento equivalente. Nesse método, um valor de comprimento reto de
tubulação é fixado e produz, nas mesmas condições, as perdas de carga de um acidente ou
acessório.
hfs = f.Lt
Din.V�
2g
Lt = Lr + � Leqi
�
�� �
54
Tabela 8 - As propriedades dos materias
Da tabela, vemos que os valores da massa específica (ρ) e da viscosidade absoluta (μ) são,
respectivamente, 998 kg/m³ e 0,001 kg/(m.s) ou Pa.s. Neste sistema estaremos trabalhando
com o aço, a rugosidade do aço é de 0,00015 m.
Para resolver essas equações, será obtido o valor do coeficiente de atrito (f) utilizando o
Àbaco de Moody indicado na figura Para utilizar o gráfico, o valor do numero de
Reynolds deverá ser calculado da seguinte forma:
Re =ρf. V. Din
μ
μ = 0,001 kg/m.s
Re =���.�,�.�,���
�,��� = 123,000
A partir do número de Reynolds obtido, o escoamento pode ser classificado como
turbulento (Re>4000), conforme explicado na seção anterior com o valor encontrado para
o número de Reynolds e da rugosidade relativa, pode-se encontrar do Ábaco de Moody o
fator f procurado.
�
� = 0,003
55
f = 0,028
Figura 25 - Ábaco de Moody
Obtendo o valor do coeficiente de atrito (f), precisa-se calcular o valor do comprimento
equivalente total para cálcular a perda de carga na descarga a partir da equação abaixo.
56
hfs = f.Lt
Din.V�
2g
Com base nos acessórios na tubulação de sucção e seus respectivos diâmetros, serão
verificados nas tabelas os respectivos comprimentos equivalentes.
Tabela 9 - Acidentes na tubulação de sucção
Descrição
Diâmetro (in)
Quantidade
Leq (m) Leq i
(Total) (m)
Joelho 90° 2 4 1,60 6,40
Valvula esfera 2 1 1,07 1,07
Entrada 2 1 2,13 4,26
Tabela 10 - Comprimento equivalente para válvulas
Tabela 11 - Comprimento equivalente para entrada e saída
57
Tabela 12 - Comprimento equivalente para joelhos curvas e T’s
58
Com os dados dos comprimentos equivalentes e do comprimento reto da tubulação
apontados, foi possível calcular o comprimento equivalente total e em seguida a perda de
carga.
Lt = Lr + � Leqi
�
�� �
Lr = 18m
∑ Leqi��� � = 11,73m
Lt = 18 + 11,73 = 29,73m
59
hfs = f.Lt
Din.V�
2g
hfs = 0,028.29,73
0,0492.
V�
2.9,81
Fazendo o mesmo procedimento para para o calculo da perda de carga na descarga, temos
a seguinte perda de carga:
hfs = f.Lt
Din.V�
2g
Tabela 13 - Acidentes na tubulação de descarga
Descrição
Diâmetro (in)
Quantidade
Leq (m) Leq i
(Total) (m)
Saída 2 1 2,75 2,75
Joelho 90° 2 14 1,60 22,40
Cruzeta 2 1 4,00 4,00
Valvula de retenção 2 1 6,71 6,71
Valvula esfera 2 1 1,07 1,07
Lt = Lr + � Leqi
�
�� �
Lr = 72,25m
∑ Leqi��� � = 36,93m
Lt = 72,25 + 36,93 = 109,18m
hfd = f.Lt
Din.V�
2g
60
hfd = 0,028 .109,18
0,0492.
V�
2.9,81
4.2.2.7 Determinação da Curva do Sistema
Para determinar a curva mostrando a variação de altura manométrica total com a vazão,
fixam-se arbitrariamente valores de vazão acima e abaixo da vazão de operação que é
18m3 /h, e faz-se o cálculo da altura manométrica para cada vazão.
O que causa a variação de altura manométrica de uma vazão para outra, é a perda de carga
já calculada na seção anterior, que varia aproximadamente com o quadrado da vazão.
Soma-se, então, a perda de carga a parte estática do Head, que não varia com a vazão, para
obtermos as alturas manométricas em cada vazão e então determinarmos a curva do
sistema.
H(Total) =(��� − ���)
�+ (��� − ���) + (hfd − hfs)
Onde
Htotal= H (estatico) + H (variavel)
H (estatico) = (�������)
�+ (��� − ���)
H (variavel) = (hfd − hfs)
61
Tabela 14 - Dados da curva do sistema
V Q H VARIAVEL
H ESTATICO H TOTAL
0,00 0 0,00 200,30 200,30
0,15 1 0,09 200,30 200,39
0,29 2 0,34 200,30 200,64
0,44 3 0,77 200,30 201,07
0,58 4 1,37 200,30 201,67
0,73 5 2,14 200,30 202,44
0,88 6 3,08 200,30 203,38
1,02 7 4,19 200,30 204,49
1,17 8 5,47 200,30 205,77
1,32 9 6,93 200,30 207,23
1,46 10 8,55 200,30 208,85
1,61 11 10,35 200,30 210,65
1,75 12 12,31 200,30 212,61
1,90 13 14,45 200,30 214,75
2,05 14 16,76 200,30 217,06
2,19 15 19,24 200,30 219,54
2,34 16 21,89 200,30 222,19
2,49 17 24,71 200,30 225,01
2,63 18 27,70 200,30 228,00
2,78 19 30,86 200,30 231,16
2,92 20 34,20 200,30 234,50
3,07 21 37,70 200,30 238,00
3,22 22 41,38 200,30 241,68
3,36 23 45,23 200,30 245,53
3,51 24 49,25 200,30 249,55
3,65 25 53,44 200,30 253,74
3,80 26 57,80 200,30 258,10
3,95 27 62,33 200,30 262,63
4,09 28 67,03 200,30 267,33
4,24 29 71,90 200,30 272,20
4,39 30 76,95 200,30 277,25
De posse dos dados acima, podemos plotar a curva do sistema.
62
Figura 26 - Curva do sistema
Com a obtenção dessa curva e sabendo-se que a vazão de projeto é de 18 m3/h, é
encontrado o ponto de operação do sistema com head (carga) de 228,0m.
4.2.2.8 Determinação da bomba do sistema
Com a obtenção do ponto de operação do sistema encontrado na seção anterior, head
(carga) de 228,0m para a vazão de 18 m3/h será utilizado o catalogo do fabricante com as
curvas das bombas para selecionar a melhor bomba pela interseção com o ponto de
operação do sistema.
Após analisar as curvas fornecidas com o ponto de operação do sistema calculado na
seção anterior, conclui-se que a bomba que melhor atenderia os requisitos operacionais da
planta de teste seria o Modelo ME – 3 com 40 CV de potência, 4 estágios com impelidor
de 178mm. Abaixo, segue a figura com as curva das bombas analisadas. No anexo 1 o
catalogo completo com os modelos é apresentado.
63
Figura 27 - Curva da bomba
4.2.3 Calculo da capacitância do sistema
Como foi exposto anteriormente na seção que descreveu todo o sistema da plata de teste e
seu funcionamento, a bomba selecionada na seção anterior tem duas funções. Fornecer o
enchimento do circuito de teste e manter a pressão de sucção mínima na bomba submersa
submarina que está sendo testada.
Nesta seção será calculado o tempo necessário para a bomba realizar todo a pressurização
do circuito de teste, ou seja, sua capacitância. Primeiramente será necessário de posse dos
dados fornecidos, calcular o volume total do sistema. Esse volume será composto pelo
volume do módulo de bombas e pelo volume da tubulação da planta de teste.
4.2.3.1 Volume da Tubulação
Primeiramente será feito o cálculo do volume total da tubulação. Para facilitar a
visualização e entendimento, o cálculo será dividido por trechos.
64
4.2.3.2 Trecho 1 (01- 04)
Conforme mostrado na figura, o trecho 1 é o que corresponde a saida do tanque até a entrada da
bomba ( PV- 101).
V = π. Din�. L
4
Utilizando os dados fornecidos nas figuras e tebalas temos:
V = π. 0,0492�. 18
4
V = 0,035m �
Figura 28 -Trecho 1 esquematizado
4.2.3.3 Trecho 2 (05- 07)
Conforme mostrado na figura, o trecho 2 é o que corresponde a saida do bomba ( P- 101)
até o inicio do circuito de sengramento da valvula PV -102.
65
V = π. 0,0492�. 12
4
V = 0,023m �
Figura 29 - Trecho 2 esquematizado
4.2.3.4 Trecho 3 (08)
O trecho 8 é o que corresponde a saida do bomba até a valvula PV – 102.
V = π. 0,0492�. 6,1
4
V = 0,012m �
66
Figura 30 - Trecho 3 esquematizado
4.2.3.5 Trecho 4 (11- 35)
O trecho 4 é o que corresponde a conexão da linha de sangramento até o retorno do
circuito e encontro com a linha principal de alimentação conforme figura.
V = π. 0,0984�. 24,4
4
V = 0,187m �
67
Figura 31 - Trecho 4 esquematizado
4.2.3.6 Volume do módulo de Bombas
O volume do módulo de bombas, ou seja, o volume da área de teste que deve ser
pressurizado pela bomba, é igual ao volume das cápsulas das bombas centrifugas
submersas testadas, conforme mostram as figuras abaixo.
Figura 32 - Modulo de Bombas - FMC
68
Figura 33 - Posição das Cápsulas no modulo de bombas - FMC
De acordo com o fabricante, retirando o homogeneizador e considerando desprezível a
transição entre as cápsulas, o volume total para o módulo de bombas deve ser considerado
aproximandamente 3m �.
Figura 34 - Acessorios das Cápsulas do modulo de bombas - FMC
69
4.2.3.7 Cálculo do tempo
De posse dos volumes calculados anteriormente, podemos calcular o tempo necessário
para o preenchimento do sistema utilizando as vazões fornecidas. Como para encher o
circuito de teste, a bomba de pressurização trabalha com a vazão de 18m �/h até todo
sistema estar preenchido de água, chegamos ao tempo de enchimento do sistema através
da seguinte equação:
t=��
� onde Vt é o volume total do sistema.
Vt = 0,255 + 3 = 3,255m �
t=�,���
�� = 0,1808h = 10min
4.2.4 Análise do tempo de compressibilidade
Após preencher todo circuito de teste com o água em 10 min com uma taxa de 18m �/h, a
bomba selecionada precisa elevar a pressão de entrada da bomba testada para de
1,03 x 10�Pa para 20,69 x 10�Pa . Nessa seção, será analisado o tempo que a bomba
necessita para elevar essa pressão após o sistema estar totalmente preenchido.
Apesar deve ser considerada incompressível (liquido perfeito), a água sofre uma alteração
de volume quando a pressão é elevada. Esse fenômeno é conhecido como a
compressibilidade da água. Sua definição, é a diminuição relativa do volume de água por
um incremento unitário da pressão a determinada temperatura.
Primeiramente, antes de calcular o tempo, precisa-se calcular a variação de volume de
água durante o aumento de pressão. Essa variação é calculada de acordo com a seguinte
equação:
∆V =1
cx(∆P)xV
Onde:
�
� é a taxa de compressibilidade
V é o volume inicial de agua
70
∆P é a diferença de pressão
∆V é a diferença de volume
Entende-se por coeficiente de compressibilidade de um fluido, o incremento de volume
por unidade de volume inicial e por unidade de incremento de pressão. Na Tabela abaixo
encontra-se a taxa de compressibilidade da água que é 4,6x10-5 .
Tabela 15 - Compressibilidade de alguns líquidos
Usando o volume calculado anteriormente de 3,255m3 e a diferença de pressão de 19,40
atm pode-se calcular a compressibilidade da água.
∆V = (4,6 x 10-5)x(19,40) x(3,255)
∆V = 0,0029 m3
De posse da variação de volume devido a variação de pressão pode-se calcular o tempo
que a bomba precisa durante o fenômeno de compressibilidade utilizando a vazão de
operação fornecida de 18 m3.
t=∆V
Q
t=0,0029
18
t= 0,0097h ou 6 segundos
71
Assim, para os líquidos o coeficiente de compressibilidade pode ser considerado
independente da pressão, desde que o intervalo de variação da pressão não se torne muito
amplo.No nosso estudo, a variação de volume pela compressibilidade calculado
anteriormente foi 0.1% do volume inicial assim o tempo gasto pela bomba para vencer
esse fenômeno e aumentar a pressão de sucção da bomba testada pode ser desconsiderado.
Abaixo todos os dados utilizados no calculo do tempo.
Tabela 16 - Dados de todos os itens do sistema
Diametro Classe Descrição Quantidade Item
2" 150 Adapt. Flange 4 1.1, 1.11, 1.43, 3.45
2" sch40 curva 90° 14
1.2, 1.4, 1.8, 1.10, 1.15, 1.17,
1.19, 1.21, 1.22, 1.25, 1.27,
1.32, 1.41, 3.46
4" sch40 Tubo 6m 5
1.3, 1.5, 1.7, 1.9, 1.12, 1.16,
1.18, 1.20, 1.26, 1.28, 1.37,
1.40
2" sch40 Tee 2 1.6, 1.42
4"x4"x2" sch40 Tee de Redução 1 1.13
2" 150 valvula esfera 7 1.14, 1.45, 2.26, 2.39, 3.14,
3.21, 3.32
4" 300 Adapt. Flange 4 1.23, 1.24, 2.1, 2.41
6"x1.1/4" sch40 Tee Mecânico com
saida roscada 2 1.29
2" 150 Valvula Borboleta 1 1.30
2" 150 Valvula de Retenção 1 1.31
6"x5" sch40 Redução Concentrica 1 1.33
5" 150 Adapt. Flange 1 1.34
4" 150 Adapt. Flange 3 1.35, 3.44, 3.52
6"x4" sch40 Redução Concentrica 4 1.36, 2.2, 2.40,3.47
4" 150 Filtro Y 1 1.38
4" 150 Valvula Gaveta 1 1.39
6"x2" sch40 Redução Concentrica 1 1.44
2" sch40 Tubo 6m 13
2.3, 2.5, 2.7, 2.8, 2.9, 2.12,
2.14, 2.16, 2.19, 2.21, 2.23,
2.28, 2.29, 2.30, 2.32, 2.35, 3.1,
3.3, 3.6, 3.8, 3.11, 3.17, 3.39,
3.41, 3.43, 3.48, 3.50
2" sch40 curva 90° 21
2.4, 2.6, 2.11, 2.13, 2.15, 2.17,
2.18, 2.20, 2.22, 2.31, 2.33,
2.34, 2.36, 2.37, 3.4, 3.7, 3.38,
3.40, 3.42, 3.49, 3.51
72
2" 300 valvula esfera 2 2.10, 2.27
2" sch40 Tee 4 2.24, 3.5, 3.12, 3.15
4"x2" sch40 Redução Concentrica 2 2.25, 3.13
4"x4"x2" sch40 Tee de Redução 2 2.38, 3.2
4" 300 Adapt. Flange 3 3.9, 3.10, 3.16
2" 150 Adapt. Flange 2 3.18, 3.37
2" sch40 Tubo 6m 4 3.19, 3.22, 3.29, 3.31, 3.34,
3.36
2" sch40 curva 90° 4 3.20, 3.30, 3.33, 3.35
2" 300 Adapt. Flange 2 3.23, 3.24
2" sch40
Cruzeta
1 3.25
2"x1" sch40 Tubo 6m 2 3.26
2"x1.1/2" sch40 Redução Concentrica 1 3.27
2"x1.1/2" sch40 Redução Concentrica 1 3.28
Figura 35 - Tubulação e acessórios do sistema parte 1
73
Figura 36 - Tubulação e acessórios do sistema parte 2
Figura 37 - Tubulação e acessórios do sistema parte 3
74
5 – Conclusão
O presente trabalho teve dois objetivos atendidos, primeiramente, foi feita uma análise da
projeção do preço do petróleo e concluiu-se que os preços permanecerão em uma
tendência de desvalorização no curto prazo, mas com melhora da perspectiva no longo
prazo. Foi possível comprovar a importância desse serviço para a sociedade e para a
economia global.
Após essa análise, atendendo o segundo objetivo do projeto, foi feita a seleção da bomba
encontrando o ponto de operação do sistema com head (carga) de 228,0m para a vazão de
18 m3 /h. Após analisar as curvas do fabricante com a curva calculada para o sistema,
concluiu-se que a bomba que melhor atende os requisitos operacionais é a ME 3 com 40
CV de potência de 4 estágios e com impelidor de 178mm.
No estudo, foi importante levar em consideração todas as condições operacionais do
sistema fornecidas pela FMC e as características do fluido para chegar à curva correta.
Também foi calculada a capacitância do sistema mostrando que a bomba consegue
preencher o sistema em um tempo de 10 minutos. Adicionalmente, foi analisada a
compressibilidade da água e concluído que a bomba demora 6 segundos para elevar a
pressão de sucção da bomba submarina para 20,69 x 10�Pa , confirmando que esse
fenômeno pode ser desprezado no cálculo do tempo que a bomba necessita para preencher
o sistema.
Portanto, o segundo objetivo do projeto foi atendido, sendo possível selecionar a bomba
respeitando os limites operacionais e operando no ponto de operação encontrado. Também
foi possível calcular o tempo que a bomba necessita para o enchimento do sistema e
depois manter a pressão na minima na sucção da bomba testada para evitar a cavitação.
Os resultados do projeto foram importantes, pois a analise da bancada de teste abriu
caminho para trabalhos futuros, sendo possível analisar e selecionar outras bombas para
atuar na bancada de teste. Também é possivel comparar o tempo de execução de outras
bombas com o tempo utilizado pela bomba selecionada no presente projeto. Assim como
fazer um estudo da compressiblididade e vefiricar se esse fenômeno também pode ser
desprezado para outros diferencias de pressão quando comparado com o tempo de
execução de outras bombas.
75
REFERÊNCIAS
[1] DE MATTOS, E.E., DE FALCO, R., Bombas Industriais, 2 ed., Rio de Janeiro,
Editora Interciência, 1998.
[2] FOX, ROBERT W., MCDONALD, ALAN T., PRITCHARD, PHILIP J., Introdução à
Mecânica dos Fluidos, 6ª Ed. LTC 2006.
[3] DA SILVA, MARCOS A., Manual de Treinamento KSB - Seleção e Aplicação de
Bombas Centrífugas, 5ª Ed., 2003.
[4] FERREIRA, M. A. Métodos de Elevação Artificial do Petróleo. Disponível em:
http://www.simonsen.br/its/pdf/apostilas/basetecnica/2/ambupprod-petroleo-e-gas-2-ano-
3-capitulo.pdf. Acesso em 18/07/2016.
[5] WHITE, FRANK M., Fluid Mechanics, 4ª Ed., Mcgraw-Hill College.
[6] http://www.bloomberg.com/quicktake/oil-prices. Acesso em 18/07/2016.
[7] http://www.eia.gov/petroleum/. Acesso em 20/07/2016.
[8] https://www.iea.org/oilmarketreport/omrpublic/. Acesso em 15/07/2016.
[9]http://www.saviesa.org.br/mapeamento/biblioteca/Elevacao%20Escoamento%
20De%20Petroleo%20Elevacao%20Artificial.pdf Acesso em 18/07/2016.
[10] https://prezi.com/gkoob88nwaql/bombeio-por-cavidade-progressiva/ Acesso
em 18/07/2016.
[11]http://www.petroleo.ufc.br/index.php?option=com_content&task=view&id=389&Ite
mid=56. Acesso em 18/07/2016.
76
ANEXO
CATÁLOGOS FORNECIDOS PELO
FABRICANTE
77
ANEXO I – Folha de dados do modelo ME -3 A(1)
78
ANEXO II – Folha de dados do modelo ME -3 A(2)