Apostila da Petrobras- Noções de Perfuração e Completação - Alfonso Silva e Joao Calmeto - 1366_AS059 (1)

NOÇÕES DE PERFURAÇÃO E COMPLETAÇÃO Autor: Alfonso Humberto Celia Silva Co-Autor: João Carlos Neves Calmeto

NOÇÕES DE PERFURAÇÃO E COMPLETAÇÃO

NOÇÕES DE PERFURAÇÃO E COMPLETAÇÃO Autor: Alfonso Humberto Celia Silva Co-Autor: João Carlos Neves Calmeto

Ao final desse estudo, o treinando poderá: • Reconhecer sistemas, equipamentos e métodos de perfuração; • Descrever os processos de completação, identificando suas etapas e diferenciando equipamentos e métodos utilizados; • Reconhecer os processos de intervenção de manutenção de poços, workover, equipamentos e barreiras de segurança apropriadas.

Programa Alta Competência

Este material é o resultado do trabalho conjunto de muitos técnicos da área de Exploração & Produção da Petrobras. Ele se estende para além dessas páginas, uma vez que traduz, de forma estruturada, a experiência de anos de dedicação e aprendizado no exercício das atividades profissionais na Companhia. É com tal experiência, refletida nas competências do seu corpo de empregados, que a Petrobras conta para enfrentar os crescentes desafios com os quais ela se depara no Brasil e no mundo. Nesse contexto, o E&P criou o Programa Alta Competência, visando prover os meios para adequar quantitativa e qualitativamente a força de trabalho às estratégias do negócio E&P. Realizado em diferentes fases, o Alta Competência tem como premissa a participação ativa dos técnicos na estruturação e detalhamento das competências necessárias para explorar e produzir energia. O objetivo deste material é contribuir para a disseminação das competências, de modo a facilitar a formação de novos empregados e a reciclagem de antigos. Trabalhar com o bem mais precioso que temos – as pessoas – é algo que exige sabedoria e dedicação. Este material é um suporte para esse rico processo, que se concretiza no envolvimento de todos os que têm contribuído para tornar a Petrobras a empresa mundial de sucesso que ela é. Programa Alta Competência

Como utilizar esta apostila

Esta seção tem o objetivo de apresentar como esta apostila está organizada e assim facilitar seu uso. No início deste material é apresentado o objetivo geral, o qual representa as metas de aprendizagem a serem atingidas.

ATERRAMENTO DE SEGURANÇA

Autor

Ao final desse estudo, o treinando poderá: • Identificar procedimentos adequados ao aterramento e à manutenção da segurança nas instalações elétricas; • Reconhecer os riscos de acidentes relacionados ao aterramento de segurança; • Relacionar os principais tipos de sistemas de aterramento de segurança e sua aplicabilidade nas instalações elétricas.

Objetivo Geral

O material está dividido em capítulos. No início de cada capítulo são apresentados os objetivos específicos de aprendizagem, que devem ser utilizados como orientadores ao longo do estudo.

Capítulo 1

48

Riscos elétricos e o aterramento de segurança

Ao final desse capítulo, o treinando poderá:

• Reconhecer os tipos de riscos elétricos decorrentes do uso de equipamentos e sistemas elétricos; • Relacionar os principais tipos de sistemas de aterramento de segurança e sua aplicabilidade nas instalações elétricas.

No final de cada capítulo encontram-se os exercícios, que visam avaliar o alcance dos objetivos de aprendizagem. Os gabaritos dos exercícios estão nas últimas páginas do capítulo em questão.

a maior fonte sária, além das ole, a obediência nça.

Capítulo 1. Riscos elétricos e o aterramento de segurança

Alta Competência

mo está relacionada a

e do tipo de es durante toda na maioria das mantê-los sob is, materiais ou

Objetivo Específico

• Estabelecer a relação entre aterramento de segurança e riscos elétricos;

1.6. Bibliografi a Exercícios 1.4.

1.7. Gabarito

CARDOSO ALVES, Paulo Alberto e VIANA, Ronaldo Sá. Aterramento de sistemas 1) Que relação podemos estabelecer entre elétricos - inspeção e medição da resistência de aterramento. UN-BC/ST/EMI – aterramento de segurança? Elétrica, 2007.

1) Que relação podemos estabelecer entre riscos elétricos e aterramento de segurança?

riscos elétricos e

O aterramento de segurança é uma das formas de minimizar os riscos decorrentes do uso de equipamentos e sistemas elétricos.

_______________________________________________________________ COELHO FILHO, Roberto Ferreira. Riscos em instalações e serviços com eletricidade. _______________________________________________________________ Curso técnico de segurança do trabalho, 2005.

2) Apresentamos, a seguir, trechos de Normas Técnicas que abordam os cuidados e critérios relacionados a riscos elétricos. Correlacione-os aos tipos de riscos, marcando A ou B, conforme, o caso:

Apresentamos, seguir, trechos de Normas Técnicas que Norma Petrobras N-2222. 2) Projeto de aterramentoa de segurança em unidades marítimas. Comissão de abordam Normas Técnicas - CONTEC, 2005. os cuidados e critérios relacionados a riscos elétricos.

A) Risco de incêndio e explosão

Correlacione-os aos tipos de riscos, marcando A ou B, conforme,

Norma Brasileira ABNT NBR-5410. Instalações elétricas de baixa tensão. Associação o caso: Brasileira de Normas Técnicas, 2005.

A) Risco Proteção de incêndio e explosão B) Risco Norma Brasileira ABNT NBR-5419. de estruturas contra descargas atmosféricas. Associação Brasileira de Normas Técnicas, 2005. ( )

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de contato

“Todas as partes das instalações elétricas devem ser projetadas e executadas de modo que seja possível prevenir, por meios seguros, os perigos de choque elétrico e todos os outros tipos de acidentes.”

(A)

“Nas instalações elétricas de áreas classificadas (...) devem ser adotados dispositivos de proteção, como alarme e seccionamento automático para prevenir sobretensões, sobrecorrentes, falhas de isolamento, aquecimentos ou outras condições anormais de operação.”

(B)

“Nas partes das instalações elétricas sob tensão, (...) durante os trabalhos de reparação, ou sempre que for julgado necessário à segurança, devem ser colocadas placas de aviso, inscrições de advertência, bandeirolas e demais meios de sinalização que chamem a atenção quanto ao risco.”

(A)

“Os materiais, peças, dispositivos, equipamentos e sistemas destinados à aplicação em instalações elétricas (...) devem ser avaliados quanto à sua conformidade, no âmbito do Sistema Brasileiro de Certificação.”

“Todas as partes das instalações elétricas devem ser

Norma Regulamentadora NR-10. Segurança em instalações e serviços em projetadas e executadas de modo que seja possível eletricidade. Ministério do Trabalho e Emprego, 2004. Disponível em: - Acesso em: 14 mar. 2008. elétrico e todos os outros tipos de acidentes.” NFPA 780. Standard for the Installation Protection Systems. National ( ) of Lightining “Nas instalações elétricas de Fire Protection Association, 2004.

áreas classificadas (...) devem ser adotados dispositivos de proteção,

como alarme e seccionamento automático para Manuais de Cardiologia. Disponível em: - Acesso em: 20 mai.sobretensões, 2008. prevenir sobrecorrentes, falhas de

B) Risco de contato

(B)

21

Para a clara compreensão dos termos técnicos, as suas

isolamento, aquecimentos ou Mundo Educação. Disponível em: - Acessoanormais em: 20 mai. 2008. de operação.”

outras condições

( ) “Nas partes das instalações elétricas Mundo Ciência. Disponível em: - Acesso em: 20 mai. 2008.

( )

3) Marque V para verdadeiro e F para falso nas alternativas a seguir:

sob tensão, (...) durante os trabalhos de reparação, ou sempre que for julgado necessário à segurança, devem ser colocadas placas de aviso, inscrições de advertência, bandeirolas e demais meios de sinalização que chamem a atenção quanto ao risco.”

(V)

O contato direto ocorre quando a pessoa toca as partes normalmente energizadas da instalação elétrica.

(F)

Apenas as partes energizadas de um equipamento podem oferecer riscos de choques elétricos.

(V)

Se uma pessoa tocar a parte metálica, não energizada, de um equipamento não aterrado, poderá receber uma descarga elétrica, se houver falha no isolamento desse equipamento.

“Os materiais, peças, dispositivos, equipamentos e sistemas destinados à aplicação em instalações elétricas

(V)

Em um choque elétrico, o corpo da pessoa pode atuar como um “fio terra”.

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3. Problemas operacionais, riscos e cuidados com aterramento de segurança

T

odas as Unidades de Exploração e Produção possuem um plano de manutenção preventiva de equipamentos elétricos (motores, geradores, painéis elétricos, transformadores e outros).

A cada intervenção nestes equipamentos e dispositivos, os Para a clara compreensão dos termos técnicos, as suas mantenedores avaliam a necessidade ou não da realização de inspeção definos nições disponíveis glossário. sistemasestão de aterramento envolvidosno nestes equipamentos.Ao longo dos textos do capítulo, esses termos podem ser facilmente Para que o aterramento de segurança possa cumprir corretamente o identifi cados, pois estão em destaque. seu papel, precisa ser bem projetado e construído. Além disso, deve ser mantido em perfeitas condições de funcionamento.

Nesse processo, o operador tem importante papel, pois, ao interagir diariamente com os equipamentos elétricos, pode detectar imediatamente alguns tipos de anormalidades, antecipando problemas e, principalmente, diminuindo os riscos de choque elétrico por contato indireto e de incêndio e explosão.

49

3.1. Problemas operacionais Os principais problemas operacionais verificados em qualquer tipo de aterramento são: • Falta de continuidade; e • Elevada resistência elétrica de contato. É importante lembrar que Norma Petrobras N-2222 define o valor de 1Ohm, medido com multímetro DC (ohmímetro), como o máximo admissível para resistência de contato.

Alta Competência

Capítulo 3. Problemas operaciona

3.4. Glossário

3.5. Bibliografia

Choque elétrico – conjunto de perturbações de natureza e efeitos diversos, que se manifesta no organismo humano ou animal, quando este é percorrido por uma corrente elétrica.

CARDOSO ALVES, Paulo Alberto e VIAN elétricos - inspeção e medição da re Elétrica, 2007.

Ohm – unidade de medida padronizada pelo SI para medir a resistência elétrica.

COELHO FILHO, Roberto Ferreira. Riscos – Curso técnico de segurança do trab

Ohmímetro – instrumento que mede a resistência elétrica em Ohm.

NFPA 780. Standard for the Installation Fire Protection Association, 2004.

Norma Petrobras N-2222. Projeto de marítimas. Comissão de Normas Técn

Norma Brasileira ABNT NBR-5410. Instala Brasileira de Normas Técnicas, 2005.

56

Norma Brasileira ABNT NBR-5419. Pr atmosféricas. Associação Brasileira d

Norma Regulamentadora NR-10. Seg eletricidade. Ministério do Trabalho www.mte.gov.br/legislacao/normas_ em: 14 mar. 2008.

86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 98 100 102 104 105 106 108 110 112 114 115

Caso sinta necessidade de saber de onde foram retirados os insumos para o desenvolvimento do conteúdo desta apostila, ou tenha interesse em se aprofundar em determinados temas, basta consultar a Bibliografia ao final de cada capítulo.

Alta Competência

NÍVEL DE RUÍDO DB (A)

1.6. Bibliografia

1.7. Gabarito

CARDOSO ALVES, Paulo Alberto e VIANA, Ronaldo Sá. Aterramento de sistemas elétricos - inspeção e medição da resistência de aterramento. UN-BC/ST/EMI – Elétrica, 2007.

1) Que relação podemos estabelecer entre riscos elétricos e aterramento de segurança?

COELHO FILHO, Roberto Ferreira. Riscos em instalações e serviços com eletricidade. Curso técnico de segurança do trabalho, 2005.

2) Apresentamos, a seguir, trechos de Normas Técnicas que abordam os cuidados e critérios relacionados a riscos elétricos. Correlacione-os aos tipos de riscos, marcando A ou B, conforme, o caso:

Norma Petrobras N-2222. Projeto de aterramento de segurança em unidades marítimas. Comissão de Normas Técnicas - CONTEC, 2005. Norma Brasileira ABNT NBR-5410. Instalações elétricas de baixa tensão. Associação Brasileira de Normas Técnicas, 2005. Norma Brasileira ABNT NBR-5419. Proteção de estruturas contra descargas atmosféricas. Associação Brasileira de Normas Técnicas, 2005.

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Norma Regulamentadora NR-10. Segurança em instalações e serviços em eletricidade. Ministério do Trabalho e Emprego, 2004. Disponível em: - Acesso em: 14 mar. 2008.

O aterramento de segurança é uma das formas de minimizar os riscos decorrentes do uso de equipamentos e sistemas elétricos.

A) Risco de incêndio e explosão

B) Risco de contato

(B)

“Todas as partes das instalações elétricas devem ser projetadas e executadas de modo que seja possível prevenir, por meios seguros, os perigos de choque elétrico e todos os outros tipos de acidentes.”

(A)

“Nas instalações elétricas de áreas classificadas (...) devem ser adotados dispositivos de proteção, como alarme e seccionamento automático para prevenir sobretensões, sobrecorrentes, falhas de isolamento, aquecimentos ou outras condições anormais de operação.”

(B)

“Nas partes das instalações elétricas sob tensão, (...) durante os trabalhos de reparação, ou sempre que for julgado necessário à segurança, devem ser colocadas placas de aviso, inscrições de advertência, bandeirolas e demais meios de sinalização que chamem a atenção quanto ao risco.”

NFPA 780. Standard for the Installation of Lightining Protection Systems. National Fire Protection Association, 2004.

Ao longo de todo o material, caixas de destaque estão presentes. Cada uma delas tem objetivos distintos. Manuais de Cardiologia. Disponível em: - Acesso em: 20 mai. 2008. Mundo Educação. Disponível em: - Acesso em: 20 mai. 2008. Mundo Ciência. Disponível em: - Acesso em: 20 mai. 2008.

(A)

“Os materiais, peças, dispositivos, equipamentos e sistemas destinados à aplicação em instalações elétricas (...) devem ser avaliados quanto à sua conformidade, no âmbito do Sistema Brasileiro de Certificação.”

3) Marque V para verdadeiro e F para falso nas alternativas a seguir: (V)

O contato direto ocorre quando a pessoa toca as partes normalmente energizadas da instalação elétrica.

(F)

Apenas as partes energizadas de um equipamento podem oferecer riscos de choques elétricos.

(V)

Se uma pessoa tocar a parte metálica, não energizada, de um equipamento não aterrado, poderá receber uma descarga elétrica, se houver falha no isolamento desse equipamento.

(V)

Em um choque elétrico, o corpo da pessoa pode atuar como um “fio terra”.

(F)

A queimadura é o principal efeito fisiológico associado à passagem da corrente elétrica pelo corpo humano.

A caixa “Você Sabia” traz curiosidades a respeito do conteúdo abordado Alta deCompetência um determinado item do capítulo.

É atribuído a Tales de Mileto (624 - 556 a.C.) a primeira observação de um fenômeno relacionado com a eletricidade estática. Ele teria esfregado um fragmento de âmbar com um tecido seco e obtido um comportamento inusitado – o âmbar era capaz de atrair pequenos pedaços de palha. O âmbar é o nome dado à resina produzida por pinheiros que protege a árvore de agressões externas. Após sofrer um processo semelhante à fossilização, ela se torna um material duro e resistente.

?

Os riscos VOCÊ elétricosSABIA? de uma instalação são divididos em dois grupos principais:

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MÁXIMA EXPOSIÇÃO DIÁRIA PERMISSÍVEL 8 horas 7 horas 6 horas 5 horas 4 horas e 30 minutos 4 horas 3 horas e 30 minutos 3 horas 2 horas e 40 minutos 2 horas e 15 minutos 2 horas 1 hora e 45 minutos 1 hora e 15 minutos 1 hora 45 minutos 35 minutos 30 minutos 25 minutos 20 minutos 15 minutos 10 minutos 8 minutos 7 minutos

Uma das principais substâncias removidas em poços de

petróleo pelo pig de limpeza é adas parafina. questões Devido às “Importante” é um lembrete essenciais do baixas temperaturas do oceano, a parafina se acumula nas paredes da tubulação. Com o tempo, a massa pode conteúdo tratadovirno capítulo. a bloquear o fluxo de óleo, em um processo similar

85 86 87 88 89 90 91 92 93 25 94 95 96 98 100 102 104 105 106 108 110 112 114 115

Capítulo 1. Riscos elét

Trazendo este conhecimento para a realid observar alguns pontos que garantirão o incêndio e explosão nos níveis definidos pela durante o projeto da instalação, como por ex

• A escolha do tipo de aterramento fu ao ambiente;

• A seleção dos dispositivos de proteção

• A correta manutenção do sistema elét

O aterramento funcional do sist como função permitir o funcion e eficiente dos dispositivos de pro sensibilização dos relés de proteçã uma circulação de corrente para a por anormalidades no sistema elétr

ao da arteriosclerose.

Observe no diagrama a seguir os principais ris à ocorrência de incêndio e explosão:

1.1. Riscos de incêndio e explosão IMpORTANTE! Podemos definir os riscos de incêndio e explosão da seguinte forma: É muito importante que você conheça os tipos de pig de limpeza e de pig instrumentado mais utilizados na Situações associadas à presença de sobretensões, sobrecorrentes, sua Unidade. Informe-se junto a ela! fogo no ambiente elétrico e possibilidade de ignição de atmosfera potencialmente explosiva por descarga descontrolada de eletricidade estática.

ATENÇÃO Os riscos de incêndio e explosão estão presentes em qualquer instalaçãoÉ e muito seu descontrole se traduz em os danos importante que principalmente você conheça específicosoperacional. para passagem de pig pessoais, procedimentos materiais e de continuidade em poços na sua Unidade. Informe-se e saiba quais são eles.

RESUMINDO...

Recomendações gerais • Antes do carregamento do pig, inspecione o interior do lançador; • Após a retirada de um pig, inspecione internamente o recebedor de pigs; • Lançadores e recebedores deverão ter suas

7 horas 6 horas 5 horas 4 horas e 30 minutos 4 horas 3 horas e 30 minutos 3 horas 2 horas e 40 minutos 2 horas e 15 minutos 2 horas 1 hora e 45 minutos 1 hora e 15 minutos 1 hora 45 minutos 35 minutos 30 minutos 25 minutos 20 minutos 15 minutos 10 minutos 8 minutos 7 minutos

ao da arteriosclerose.

IMpORTANTE! É muito importante que você conheça os tipos de pig de limpeza e de pig instrumentado mais utilizados na sua Unidade. Informe-se junto a ela!

ATENÇÃO

Já a caixa de destaque é uma É muito “Resumindo” importante que você conheça os versão compacta procedimentos específicos para passagem de pig dos principais pontos no capítulo. em poços abordados na sua Unidade. Informe-se e saiba quais são eles.

RESUMINDO...

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MÁXIMA EXPOSIÇÃO DIÁRIA PERMISSÍVEL 8 horas 7 horas 6 horas 5 horas 4 horas e 30 minutos 4 horas 3 horas e 30 minutos 3 horas 2 horas e 40 minutos 2 horas e 15 minutos 2 horas 1 hora e 45 minutos 1 hora e 15 minutos 1 hora 45 minutos 35 minutos 30 minutos 25 minutos 20 minutos 15 minutos 10 minutos tricos e o aterramento de segurança 8 minutos 7 minutos

de limpeza e de pig instrumentado mais utilizados na sua Unidade. Informe-se junto a ela!

ATENÇÃO É muito importante que você conheça os procedimentos específicos para passagem de pig em poços na sua Unidade. Informe-se e saiba quais são eles.

RESUMINDO...

Recomendações gerais

• Após a retirada de um pig, inspecione internamente o recebedor de pigs;

uncional mais adequado

• Lançadores e recebedores deverão ter suas

Aproveite este material para o seu desenvolvimento profissional!

o e controle;

trico.

scos elétricos associados

Em “Atenção” estão destacadas as informações que não IMpORTANTE! devem ser esquecidas. É muito importante que você conheça os tipos de pig

Todos os recursos• Antes didáticos presentes nesta apostila têm do carregamento do pig, inspecione o interior do lançador; como objetivo facilitar o aprendizado de seu conteúdo.

dade do E&P, podemos controle dos riscos de as normas de segurança xemplo:

tema elétrico tem namento confiável oteção, através da ão, quando existe a terra, provocada rico.

Recomendações gerais • Antes do carregamento do pig, inspecione o VOCÊ SABIA? interior do lançador; Uma das principais substâncias removidas em poços de • Apóspelo a retirada um pig, inspecione internamente petróleo pig dede limpeza é a parafina. Devido às baixas temperaturas do oceano, a parafina se acumula o recebedor de pigs; nas paredes da tubulação. Com o tempo, a massa pode • Lançadores e recebedores deverão ter suas vir a bloquear o fluxo de óleo, em um processo similar ao da arteriosclerose.

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Sumário Introdução

15

Capítulo 1 - Perfuração Objetivos 1. Perfuração 1.1. Histórico da prospecção e produção do petróleo 1.2. Prospecção e sistemas de perfuração 1.3. Equipamentos da sonda de perfuração 1.3.1. Sistema de geração e transmissão de energia 1.3.2. Sistema de elevação de cargas 1.3.3. Sistemas de rotação da coluna de perfuração 1.3.4. Sistema de circulação de fluidos 1.3.5. Sistema de posicionamento 1.3.6. Sistema de segurança de poço 1.3.7. Sistemas de monitoramento e controle

1.4. Coluna de perfuração 1.4.1. Tubos e comandos 1.4.2. Acessórios e ferramentas

1.5. Brocas 1.6. Fluidos de perfuração e sistema de circulação de fluidos 1.7. Operações de perfuração 1.7.1. Plataformas de perfuração offshore 1.7.2. Operações rotineiras de perfuração 1.7.3. Perfuração direcional

1.8. Exercícios 1.9. Glossário 1.10. Bibliografia 1.11. Gabarito

17 19 19 23 27 28 30 32 34 34 37 38

40 40 41

42 43 45 46 51 57

62 66 70 71

Alta Competência

Capítulo 2 - Completação Objetivos 2. Completação 2.1. Tipos de completação 2.1.1. Operações de investimento 2.1.2. Operações de manutenção

2.2. Métodos de completação 2.2.1. Quanto ao posicionamento da cabeça dos poços 2.2.2. Quanto ao revestimento de produção 2.2.3. Quanto ao número de zonas explotadas

2.3. Etapas de uma completação 2.3.1. Fases da completação 2.3.2. Produção do reservatório ao poço 2.3.3. Condicionamento do revestimento e poço 2.3.4. Pesquisa da cimentação primária 2.3.5. Canhoneio 2.3.6. Indução de surgência

2.4. Principais componentes da coluna de produção (COP) 2.4.1. Alguns elementos da coluna de produção (COP) 2.4.2. Métodos de elevação 2.4.3. Barreiras de segurança

2.5. Equipamentos de superfície 2.5.1. Cabeça de poço 2.5.2. Árvore de natal seca ou convencional (ANS ou ANC) 2.5.3. Árvore de natal molhada (ANM) 2.5.4. Válvulas da árvore de natal molhada

2.6. Intervenções em poços - workover 2.6.1. Amortecimento de poços 2.6.2. Estimulação do reservatório ou restauração da produção - acidificação 2.6.3. Estimulação do reservatório - fraturamento hidráulico 2.6.4. Operações com arame 2.6.5. Operações com flexitubo 2.6.6. Operações com nitrogênio 2.6.7. Operações com cimento na completação e em workover 2.6.8. Perfilagem de produção

2.7. Procedimentos para recebimento ou partida de poços 2.8. Equipes a bordo da unidade marítima de intervenção em poços 2.9. Exercícios 2.10. Glossário 2.11. Bibliografia 2.12. Gabarito

75 77 78 78 80

83 83 84 88

90 90 94 95 95 97 98

99 100 110 116

118 119 120 122 125

126 128 132 133 138 141 142 143 148

152 156 165 168 176 178

Introdução

A

perfuração de poços de petróleo no Brasil teve início em 1897, com o primeiro poço exploratório em Bofete, São Paulo. A cada dia novas áreas são pesquisadas, exigindo tecnologias mais avançadas. O processo de perfuração e completação de poços precisa acompanhar este desenvolvimento. Em termos gerais, a indústria do petróleo divide-se em upstream e downstream para se referir aos segmentos da indústria do petróleo; e em onshore e offshore para se referir à localização em relação ao mar. O segmento upstream (atividades de exploração e produção) compreende o início da cadeia produtiva, ou seja, o fluxo de petróleo e gás nas rochas-reservatórios, passando pelo fluxo dentro do poço, nas linhas até as plataformas de produção, nos gasodutos e oleodutos ou navios tanque até os terminais marítimos ou estações de tratamento e de lá até as refinarias. Além disso, envolve as atividades de exploração sísmicas e geológicas. Dentro desse segmento, a Engenharia de Poços participa desde o começo da criação de um campo, perfurando os poços exploratórios. Prossegue perfurando e completando os poços de desenvolvimento, inclusive em perfurações e completações adicionais. Atua, também, na manutenção dos poços e participa do encerramento de um campo nas operações de abandono definitivo de poços e do campo. Nas plataformas de produção, os supervisores e técnicos de operação de produção recebem o poço construído pela Engenharia de Poços em um processo chamado de entrega do poço. Depois, voltam a recorrer à este setor da Engenharia, de tempos em tempos, para restaurar, melhorar a produção ou injeção dos poços ou para obter dados sobre os reservatórios de petróleo e gás.

15

Alta Competência

Já o segmento downstream (atividades de refino do petróleo bruto, tratamento do gás natural, transporte e comercialização/distribuição de derivados) abrange desde as refinarias até o cliente ou consumidor final. Nos postos de abastecimento automotivo, os consumidores recebem óleo diesel, gasolina e gás automotivo fornecidos por diversas distribuidoras. A indústria petroquímica recebe nafta, gás e outros derivados; os domicílios recebem gás das concessionárias. Quanto à sua localização em relação ao mar, as atividades de perfuração podem ser em terra (onshore) e próximas da costa ou em alto mar (offshore). O trabalho offshore apresenta desafios tecnológicos e logísticos muito grandes, além dos impactos psicossociais de um modelo de vida diferente do da maioria das pessoas, decorrente do confinamento em alto mar.

16 Por isso, e por terem contato constante, remoto ou direto com poços de petróleo e gás, incluindo os poços de injeção (água, gás, descartes etc.), é preciso que os técnicos de operação de produção tenham um mínimo de conhecimento sobre poços de petróleo e sobre as unidades de intervenção.

Capítulo 1 Perfuração

Ao final desse capítulo, o treinando poderá: • Identificar os sistemas de perfuração de petróleo e suas funções, bem como os equipamentos da sonda de perfuração; • Descrever a estrutura da coluna de perfuração; • Apontar medidas de prevenção ao blowout; • Explicar os estágios das operações de perfuração e os testes realizados em cada etapa; • Identificar as finalidades dos diferentes tipos de poços.

Alta Competência

18

Capítulo 1. Perfuração

1. Perfuração

A

evolução da perfuração se inicia no sistema de percussão, quando o principal esforço é a quebra da rocha, retirada do poço por elevação mecânica (caçambas), indo até o sistema de rotação e circulação, primeiro com a mesa rotativa (MR) e kelly e, posteriormente, com o top drive - com ou sem o motor de fundo. A circulação de fluido para remoção dos cascalhos permite perfurações mais profundas e controle da pressão das formações, além de evitar o desmoronamento das paredes dos poços.

1.1. Histórico da prospecção e produção do petróleo Acompanhe o histórico do desenvolvimento da perfuração no mundo e no Brasil:

347 aC

No mundo 1264

Poços perfurados na China até 240 m de profundidade utilizando brocas conectadas a hastes de bambu.

Mineração de óleo superficial na Pérsia medieval testemunhada por Marco Polo em suas viagens por Baku (atual Azerbaijão).

1500

1594

Óleo superficial coletado Poços de petróleo são cavados à nas montanhas da Polônia mão em Baku, Pérsia, até 35 m e da Romênia utilizados em de profundidade. iluminações de ruas. 1735

1815

Areias oleosas são mineradas e Petróleo é produzido nos Estados o óleo extraído em campos da Unidos como um subproduto Alsácia, França. indesejável de poços de sal.

19

Alta Competência

1848

1858

Primeiro poço moderno de Primeiro poço de petróleo é petróleo é perfurado na Ásia, perfurado na América do Norte, ao noroeste de Baku, por um em Ontário, Canadá. engenheiro russo.

20

Fonte: Veldman & Lagers, Fifty Years Offshore 1999.

1859 Primeiro poço de petróleo economicamente produtor, perfurado nos Estados Unidos com 69 pés (21 m) de profundidade, em Titusville, Pensilvânia, pelo Coronel Edwin Drake. Uma sonda com sistema de percussão movido a vapor foi utilizada.

Sonda de perfuração do Cel. Drake 1900

1915-1928

O americano Anthony Lucas encontrou óleo a uma profundidade de 354 m utilizando uma sonda rotativa, após ter desenvolvido um sistema de circulação com fluido.

As sondas com sistema rotativo de perfuração começaram, gradativamente, a substituir as sondas com sistema percussivo de perfuração, tornando estas últimas obsoletas.


Fonte: (Veldman & Lagers, Fifty Years Offshore 1999)

Campo de produção de Fier – Albânia

1858

No Brasil 1859

O marquês de Olinda assina o decreto n.º 2.266, concedendo a José Barros Pimentel o direito de extrair mineral betuminoso para fabricação de querosene em terrenos situados às margens do rio Marau, na então província da Bahia. 1891

Durante a construção da Estrada de Ferro Leste Brasileiro, o inglês Samuel Allport observa gotejamento de óleo em Lobato, subúrbio de Salvador.

Primeiras pesquisas nos sedimentos argilosos betuminosos no litoral de Alagoas.

Primeiro poço exploratório em Bofete–SP por Eugênio Ferreira Camargo a uma profundidade de 488 m, produzindo 500 litros de óleo.

1897

21

Alta Competência

1919

1938

Serviço Geológico e Mineralógico do Brasil perfura 63 poços nos estados do Pará, Alagoas, Bahia, São Paulo, Paraná, Santa Catarina e Rio Grande do Sul sem, no entanto, obter sucesso nas prospecções.

Início do primeiro poço descobridor de petróleo no Brasil pelo Departamento Nacional de Produção Mineral (DNPM), em Lobato, a uma profundidade de 210 m. A produção se mostrou antieconômica, porém foi um marco fundamental na exploração de petróleo no Brasil. 1953

1941

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Primeira descoberta comercial de Criação da Petrobras, com a óleo no município de Candeias, instituição do monopólio estatal BA. de petróleo pelo governo Vargas. A partir desta data, a história do petróleo no Brasil se confunde com a história da Petrobras. Décadas de 50 e 60 Décadas de 70 e 80 Descoberta dos campos de petróleo de Tabuleiro dos Martins, em Alagoas; Taquipe, na Bahia; Carmópolis, em Sergipe; e Miranga, na Bahia. Primeira descoberta, no mar de Sergipe, do campo de Guaricema.

Descoberta dos primeiros campos na Bacia de Campos (primeiro o de Garoupa); campo de Ubarana, no litoral do RN; campos terrestres, em Mossoró; campo de Urucu, na selva amazônica; e campos marítimos de Marlim e Albacora, em águas profundas, que praticamente dobraram as reservas provadas de todo o Brasil.


Década de 90 Outros campos gigantes Roncador e Barracuda.

Final dos anos 90 e início do século XXI de Grande impulso governamental e comercial com investimentos na exploração de novas áreas, campos do pré-sal e instalação de novos complexos de produção. Ampliação do parque de refino para atender à demanda futura de derivados.

1.2. Prospecção e sistemas de perfuração A primeira etapa da prospecção de petróleo é a pesquisa que, através da sísmica e estudos geológicos, aponta as regiões de alta probabilidade de ocorrência de hidrocarbonetos. O petróleo é formado pela associação da decomposição incompleta dos restos mortos dos organismos depositados nos fundos dos mares ou lagos e a deposição simultânea de componentes de rochas argilosas. A esse conjunto denominamos de rocha geradora ou rocha matriz (rocha capaz de ter permitido a geração do petróleo). Para a gênese do petróleo é necessário, além da matéria orgânica, o efeito de elevada pressão e temperatura. Devido à fluidez e menor densidade do petróleo em relação à água existente nos poros rochosos, ele se desloca em movimento ascendente, até encontrar um local onde o estacionamento do óleo se processa. O petróleo retido se armazena em rochas porosas, denominadas rochas-reservatórios, geralmente rochas sedimentares.

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Alta Competência

Àgua

Óleo Grãos da rocha

Capeadora

Gás Óleo

Reservatório

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Rocha geradora

Água

Exemplo de estrutura geradora e armazenadora de petróleo

A perfuração de poços é a segunda etapa necessária para uma possível extração de petróleo. Nessa fase, a existência real do petróleo na região prospectada se comprovará, pois nem toda área sedimentar pesquisada contém petróleo ou gás natural. Após a confirmação da existência de hidrocarbonetos com a perfuração, tem início a terceira etapa do processo, que consiste no desenvolvimento do campo, ou seja, no conjunto de operações destinado a perfurar e equipar poços de desenvolvimento do campo para produzir óleo ou gás. A etapa de equipar o poço e deixá-lo pronto para a produção chamase completação e precisa ser feita de forma segura e econômica, de preferência para durar toda a vida produtiva do poço. Atualmente, mais da metade das bacias sedimentares do mundo que oferecem probabilidade de encontrar petróleo ou gás natural estão localizadas offshore, ou seja, em ambiente marinho.


?

VOCÊ SABIA? No Brasil, as bacias offshore são responsáveis por mais de 70% de todo o óleo e gás natural produzido no país.

Para que essas perfurações ocorram, várias medidas são tomadas, dentre as quais, podemos citar, por exemplo: • Seleção e pesquisa do local; • Estudos para minimizar o impacto ambiental. Em alto mar, há a necessidade da determinação da jurisdição legal. Em terra, são feitos contratos de arrendamento e de servidão de vias de acesso, além da liberação ambiental. Após a obtenção das autorizações legais de utilização da locação e assinados os contratos, começam os trabalhos de perfuração. A perfuração em terra (onshore) tem início com o preparo da locação e acessos e com a verificação de fontes naturais de água ou perfuração de um poço de captação. No mar, a perfuração começa com a determinação geográfica do poço e o lançamento de sinalizadores sonoros (beacons) para posicionamento da sonda de perfuração. Em terra, antes da montagem da sonda, é preparado um dique ou montado um sistema de tanque para receber o fluido de perfuração e descarte dos sólidos produzidos durante a perfuração do poço de petróleo. Como esse descarte pode estar contaminado por óleo ou outros poluentes do fluido de perfuração, é necessário tratá-lo, reduzindo a toxicidade e o teor de óleo e graxa, para então descartálo apropriadamente em locais autorizados pelos órgãos ambientais. Devido ao elevado custo das sondas de perfuração, o tubo condutor (primeiro revestimento do poço) é cravado com a utilização de bateestaca e a primeira fase pode ser perfurada com uma sonda menor e mais barata.

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Dependendo do local da perfuração e do seu acesso, o transporte dos equipamentos pode ser feito por caminhão, helicóptero, barco ou barcaça. Também nos lugares nos quais não há fundações para suportar uma sonda, tais como pântanos ou lagos, as sondas são construídas sobre barcos ou barcaças para trabalhar sobre águas interiores. No mar, as sondas são construídas em navios (navio sonda NS), em plataformas flutuantes (sondas semi-submersíveis - SS) ou em plataformas auto-eleváveis (PA), que possuem estruturas (pernas), que apoiadas no fundo do mar, elevam a plataforma acima da água, formando uma ilha metálica artificial. Podemos comparar a perfuração de um poço à abertura de uma estrada por onde se escoará o hidrocarboneto do reservatório para a superfície.

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A seqüência natural das operações para a identificação das possibilidades, descobrimento e produção do petróleo é a seguinte: • Exploração: estudos sísmicos são feitos a fim de levantar dados para a escolha de locais mais propícios para a pesquisa da existência de hidrocarbonetos; • Perfuração: escolhidas as locações, a perfuração tem o objetivo de alcançar os intervalos ou zonas produtoras no subsolo; • Avaliação: são corridos perfis elétricos, que identificam as formações e os fluidos contidos. Após o revestimento e a completação do poço são feitos testes de produção e análise do potencial da jazida. Essas operações fornecem subsídios para o desenvolvimento da produção, ou seja, estudos de reservatório que definem a locação mais apropriada dos poços para desenvolvimento do campo, sistemas e processos de elevação e escoamento do hidrocarboneto. Por fim, há a completação do poço, isto é, as operações de acabamento do poço, de modo a equipá-lo e prepará-lo para produzir hidrocarboneto.


Os sistemas de perfuração são classificados quanto à maneira de quebrar o solo, a rocha, ou a formação, do seguinte modo: a) Por percussão: neste sistema, o solo e as rochas são quebrados por percussão de um trado e os cascalhos podem ser retirados por caçambeamento. Existem sistemas de percussão por martelete mecânico, hidráulico ou pneumático. b) Por rotação: neste sistema, a rocha é perfurada através da aplicação de peso e rotação em uma broca que esmigalha a rocha. Em seguida, um sistema de circulação retira esse cascalho para a superfície. A rotação pode ser aplicada à broca através da rotação de toda a coluna de perfuração ou por motores de fundo posicionados logo acima da broca. No método percussivo, os cascalhos podem ser retirados do poço por caçamba ou por elevação hidraúlica, enquanto no método rotativo a retirada dos cascalhos se faz por circulação de um fluido de perfuração com capacidade de carrear esses cascalhos.

1.3. Equipamentos da sonda de perfuração A sonda de perfuração é, na verdade, um conjunto de equipamentos e acessórios utilizados para viabilizar a perfuração do poço. Observe cada um dos sistemas.

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Torre

Sistema de segurança contra erupção (BOP)

Mesa rotativa Bomba para circulação de fluídos

Tubos sobressalentes

Revestimento Coluna de perfuração Comandos

Gerador de eletricidade

Fluído de perfuração e sedimentos

Broca

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Equipamentos para perfuração de poço

1.3.1. Sistema de geração e transmissão de energia A energia para funcionamento da sonda é gerada por grandes moto-geradores diesel. O acionamento dos equipamentos é feito por motores elétricos de corrente alternada ou de corrente contínua, a depender da potência e da funcionalidade de cada. Há também sondas mecânicas mais antigas, que funcionam com motores diesel, nas quais os geradores elétricos fornecem energia elétrica para iluminação e pequenos motores. a) Fontes de energia A energia necessária para acionamento dos equipamentos de uma sonda de perfuração é normalmente fornecida por motores diesel e turbinas a gás. Nas plataformas marítimas em que há produção de gás, é comum e econômico utilizar-se turbinas a gás para geração de energia para toda a plataforma.


Uma característica importante dos equipamentos de uma sonda que afeta o processo de transmissão da energia é a necessidade de operarem com velocidade e torque variáveis. Dependendo do processo de transmissão de energia para os equipamentos, as sondas de perfuração são classificadas em sondas mecânicas ou diesel-elétricas. • Sondas mecânicas Nas sondas mecânicas, a energia gerada nos motores diesel é levada a uma transmissão principal (compound) através de acoplamentos hidráulicos (conversores de torque) e embreagens (mecânicas ou pneumáticas). O compound é constituído de diversos eixos, rodas dentadas e correntes que distribuem a energia a todos os sistemas da sonda. As embreagens permitem que os motores sejam acoplados ou desacoplados do compound, propiciando maior eficiência na utilização dos motores diesel. • Sondas diesel-elétricas As sondas diesel-elétricas geralmente são do tipo AC/DC, em que a geração é feita em correntes alternadas e a utilização é em corrente contínua. Motores diesel ou turbinas a gás acionam geradores de corrente alternada (AC) que alimentam um barramento trifásico de 600 volts. Esse barramento, alternativamente, também pode receber energia da rede pública. Pontes de retificadores controlados de silício (SCR) recebem a energia do barramento e a transformam em corrente contínua, que alimenta os equipamentos da sonda. Por utilizar motores de corrente contínua (AC), a velocidade e potência dos equipamentos é mantida sob controle pela freqüência aplicada aos motores.

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Os equipamentos auxiliares da sonda da plataforma, iluminação e hotelaria que utilizam corrente alternada recebem a energia do barramento após passarem por um transformador para a potência de cada equipamento. 1.3.2. Sistema de elevação de cargas O sistema usado para descer e retirar as tubulações do poço é composto por: • Torre; • Guincho (guincho principal) com um grande tambor de cabo de aço;

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• Sistema de freio elétrico-mecânico; • Sistema de moitão e talha; • Carretel para armazenamento do cabo de perfuração. Em uma sonda de petróleo, o sistema de elevação e sustentação de cargas é constituído de: • Base ou fundação (terraplenagem do terreno ou base de concreto, ou aço, na qual é montada a sonda); • Subestrutura; • Torre ou mastro; • Guincho e cabo de perfuração; • Moitão de elevação (bloco de coroamento e catarina).


A estrutura que surge em primeiro plano - a torre ou mastro - é uma estrutura metálica em treliças que tem, entre outras funções, a de sustentar o conjunto de tubos de perfuração denominado coluna de perfuração ou drill pipes. Esses são enroscados, um a um, com o uso de chaves hidráulicas ou de chaves flutuantes. Na torre há um moitão formado por um conjunto de polias fixas (bloco de coroamento) e um conjunto de polias móveis (catarina ou bloco viajante), com um gancho (hook) em sua extremidade. Na subestrutura estão a base da torre, a área de trabalho (drill floor) e um guincho pelo qual passa um cabo de aço interligando-o ao moitão (bloco de coroamento/catarina). Esse guincho, movido a motores diesel ou elétricos, é comandado pelo sondador e se destina a elevar ou descer a coluna de perfuração. No centro do drill floor está a mesa rotativa (MR), que possui um orifício central por onde passa a coluna de perfuração. A mesa rotativa e a coluna de perfuração tornam-se solidárias pelo encaixe da bucha da mesa. Assim, motores potentes acionam a mesa rotativa em velocidades reguláveis, transmitindo o movimento de rotação para a coluna de perfuração. Para sustentar a coluna na mesa durante as manobras de descida ou retirada da coluna no poço são usadas cunhas, de acordo com o tipo e diâmetro dos tubos em movimento no poço. Existem cunhas para drill pipes, para comandos e para revestimento.

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Alta Competência

Fonte: Petrobras

Bloco de coroamento

Catarina Gancho Cabeça de injeção

Guincho

Mesa rotativa

Bombas de lama

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Alguns dos principais componentes de uma sonda

1.3.3. Sistemas de rotação da coluna de perfuração Esses sistemas podem ser definidos como um conjunto de equipamentos compostos por: • Mesa rotativa: transmite rotação à coluna de perfuração, permitindo que o kelly deslize livremente no seu interior. Em algumas situações, a mesa deve suportar o peso da coluna de perfuração. A mesa rotativa aliada à haste quadrada é mais convencional e representou uma evolução importante no sistema de perfuração, que passou de percussão a rotativo. • Kelly: transmite à coluna de perfuração a rotação proveniente da mesa rotativa. A seção transversal do kelly pode ser quadrada (comum em sondas de terra, mas obsoleta) e hexagonal (comum em sondas marítimas). Nas sondas mais modernas o conjunto mesa rotativa - kelly é substituído pelo top drive. • Swivel ou cabeça de injeção: separa os elementos rotativos dos estacionários nas sondas de perfuração. Para tanto, a sua parte superior não gira e a sua parte inferior deve permitir a rotação.


O fluido de perfuração é injetado dentro da coluna por esse equipamento. • Top-drive: motor hidráulico de alta potência, que gira a coluna de perfuração. São imprescindíveis em poços horizontais. Permitem a retirada da coluna com circulação e rotação, perfurando por seção de três tubos de perfuração (drill pipes), conseqüentemente, com menor número de conexões, o que torna mais seguras e rápidas as operações. • Motor de fundo: permite transmitir elevada rotação à broca, com baixa rotação da coluna. Como conseqüência, há menor desgaste e esforço nos tubos, o que viabiliza a perfuração de poços direcionais e horizontais e de poços mais profundos. Esses dois últimos equipamentos, top-drive e motor de fundo, são sistemas alternativos de rotação da broca: • Top-drive: quando um motor é conectado no topo da coluna, o uso da mesa rotativa e do kelly é dispensado. A vantagem é que permite perfurar o poço de 3 em 3 tubos, além de permitir que a retirada ou a descida da coluna seja feita tanto com a rotação como com a circulação de fluido de perfuração pelo seu interior. Fonte: Petrobras

Top-drive

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• Motor de fundo: colocado acima da broca, é um motor hidráulico do tipo turbina. O giro é provocado pelo movimento do fluido de perfuração e ocorre na parte inferior, conectada à broca. É bastante usado na perfuração direcional, pois a coluna de perfuração não gira, logo não provoca desgastes nas paredes do poço. 1.3.4. Sistema de circulação de fluidos

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Este sistema bombeia o fluido de perfuração sob pressão, por meio de bombas de alta potência, bombas de lama, manifold de injeção, tubulação de perfuração e colares de perfuração e broca. O fluido de perfuração pode ser uma mistura de água, argila, material adensante e produtos químicos estabilizantes e conservantes. As principais finalidades do fluido são manter a estabilidade do poço e as pressões da formação, além de levar os cortes de rochas e cascalhos da broca para a superfície. O sistema de circulação do fluido será melhor tratado junto ao fluido de perfuração. 1.3.5. Sistema de posicionamento O posicionamento da sonda de perfuração flutuante pode ser por ancoragem ou através do posicionamento dinâmico. No sistema de ancoragem, um conjunto de 8 a 12 âncoras suporta a sonda, mantendo-a na posição. As âncoras são lançadas e prétensionadas na locação, para posterior amarração na sonda. O conjunto é estável até com duas âncoras “escorregadas”. O posicionamento dinâmico é mantido por possantes motores, que comandados por um sistema computacional, movimentam a sonda em sentido contrário às correntes marítimas e aos ventos. A região de estabilidade da sonda é mantida por triangulação de satélite ou por sistema acústico, com beacons (emissores de sinais acústicos) posicionados no fundo do mar, próximos ao poço.


Fonte: Petrobras

Cilindro de ancoragem “Fair lead”

Berço de âncora Riser

Bóia

BOP

Destorcedor Cabo indicador “pendant-line” Mantilhas

Destorcedor âncora

Cabo ou corrente

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Elos “kenter”

Fonte: Petrobras Corda Haste Cepo

Cunha

Elementos de ancoragem de uma semi-submersível

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posição desejada posição desejada

θVX – ângulo entre a vertical desejada e o afastamento da embarcação. O afastamento entre a vertical desejada ao eo θVX – ângulo horizontal na direção X é proporcional afastamento seno de θVX da embarcação. O afastamento horizontal na direção X é proporcional ao seno de θVX

Nota: o cálculo para o eixo Y

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é semelhante. Nota: o cálculo para o eixo Y é semelhante.

hidrofone emissor de sinal afastamento hidrofone emissor da vertical na de sinal direção X afastamento da vertical na direção X

distância linear entre o hidrofone receptor eo distância transmissor linear entre o acústico de hidrofone fundo e o receptor transmissor acústico de fundo

caminho acústico caminho acústico

transmissor acústico de referência transmissor acústico

Sistema de posicionamento dinâmico com um transmissor acústicode referência

hidrofone receptor / projetor ou emissor sonoro pulso sonoro de verificação

hidrofone receptor / projetor ou emissor sonoro

pulso sonoro de verificação

transmissor de repetição transmissor de repetição Nota: R = distância linear entre o hidrofone receptor e Nota: R = distância o transmissor de linear entre o repetição. hidrofone receptor e o transmissor de repetição.

projeção da posição da embarcação no plano de verificação projeção da posição da embarcação no plano de verificação

centro geométrico entre transmissores de fundo centro geométrico entre transmissores de fundo

Sistema de posicionamento dinâmico hidroacústico com um ou quatro beacons


Sistema de posicionamento Geo-espacial Satélite estacionário

GPS GPS

GPS

Barco de serviço Base de monitoramento terrestre

Mensagem RTCM (mensagem transmitida em tempo real)

Estação de repetição

Estação receptora/transmissora para satélite

Sistema de posicionamento por GPS

1.3.6. Sistema de segurança de poço

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Durante a intervenção em poços são necessárias duas barreiras de segurança para garantir que o poço não entre em fluxo. A primeira barreira é o fluido de perfuração ou de completação e a segunda é o sistema de segurança de cabeça de poço, composto pelo preventor de erupções (Blowout Preventor – BOP) e seus acessórios.

Desgaseificador

Unidade de controle remoto Unidade acumuladora e acionadora BOP

Sistema de estrangulamento

Sistema de BOP

Alta Competência

Fonte: Petrobras

Fonte: Petrobras

Fonte: Petrobras

38 BOP usado em poço com cabeça de poço não submersa – BOP anular e bloco de duas gavetas

1.3.7. Sistemas de monitoramento e controle O sondador, além de supervisionar a equipe da sonda, controla as operações e equipamentos através de um painel (painel do sondador) que visualiza os diversos parâmetros operacionais, tais como: peso da coluna de perfuração sobre a broca, rotação e torque aplicado na coluna, velocidade da bomba de lama e vazão de fluido, nível de fluidos nos tanques de fluido e reserva e outros parâmetros, conforme podemos observar na ilustração a seguir:


Fonte: Petrobras

Volume no trip tanque

Variação CPM da bomba de lama do volume de lama Retorno Volume Peso sobre de lama Totalizador total de lama a broca de CPM

CPM

Pressão de bombeio RPM da M.R.

Torque elétrico Torque elétrico

Torque elétrico

Torque na chave flutuante

39 ATENÇÃO Nos filmes já vimos o petróleo jorrando – o chamado blowout ou erupção – e talvez até mesmo um incêndio, quando a perfuração atinge o reservatório produtor. É bom ressaltar que essas condições são perigosas e indesejáveis. Para evitá-las durante a perfuração há a pressão do fluido de perfuração sobre a formação produtora e um sistema de segurança contra erupção (Blowout Preventor - BOP). Para evitar o blowout e incêndios, o fluxo do petróleo somente é iniciado após equipá-lo com tubos de produção e válvulas de controle e direcionamento de fluxo para uma plataforma ou estação coletora.

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1.4. Coluna de perfuração A coluna de perfuração é composta por tubos de perfuração (drill pipes - DP), tubos semipesados HW (intermediários) e tubos pesados ou comandos (drill collars - DC), cujas funções são aplicar peso sobre a broca (fornecido pelos DCs, preservando os tubos de perfuração de realizarem esse esforço), transmitir rotação para a broca e permitir a circulação de fluidos. Outros elementos compõem a coluna, tais como: • Estabilizadores; • Escariadores; • Alargadores (underreamers);

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• Substitutos conversores de roscas (X-over); • Equipamentos de medição e registro de inclinação e direção Measuring While Drilling (MWD); • Equipamentos de perfilagem e registro durante a perfuração Log While Drilling (LWD). 1.4.1. Tubos e comandos Alguns exemplos dos principais tubos e comandos de colunas de perfuração estão ilustrados a seguir: Comando Comando liso liso Comando liso Comando espiralado Comando espiralado

Tool Tool joint joint

Tool Tool joint joint

Tool joint

Tool joint

Comando espiralado

Comando de perfuração (Drill Collar)

Tubo de perfuração (Drill Pipe)

Tubo de perfuração pesado (HW)


1.4.2. Acessórios e ferramentas Acessórios de coluna de perfuração são substitutos da coluna com funções específicas. Os alargadores, por exemplo, são acessórios que permitem perfurar os poços com diâmetro maior do que a broca, ou quando o poço perfurado com um diâmetro tem que ser alargado para um diâmetro maior a fim de permitir uma melhor cimentação. Já os estabilizadores são elementos de coluna com diâmetro igual ou próximo ao da broca, cuja função é manter o diâmetro do poço e garantir o seu alinhamento com a direção pretendida. Fonte: Petrobras

Fonte: Petrobras

Alargadores

Estabilizadores e underreamers

Equipamentos de elevação e manuseio da coluna são usados para permitir ou auxiliar no manuseio e na conexão dos tubos, comandos ou outros acessórios ou componentes da coluna de perfuração. São as cunhas de comandos e de drill pipes, que permitem segurar a coluna na mesa rotativa; colar de segurança, que são acunhados nos comandos e tubos de revestimento, para evitar que caiam no poço quando da conexão ou desconexão dos mesmos. As chaves flutuantes permitem o aperto final e a desconexão dos tubos, comandos e revestimentos. As chaves hidráulicas são chaves com motores hidráulicos usadas para enroscar tubos e revestimentos. Os comandos, por causa do seu peso, não podem ser enroscados ou desenroscados com as chaves hidráulicas.

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Fonte: Petrobras

Cunha para DP’s Colar de segurança

Cunha para tubos

42 Chave flutuante

Chave de enroscar tubos Equipamentos para manuseio de coluna de tubos

1.5. Brocas As brocas são equipamentos que perfuram, lascam, quebram e trituram as rochas e formações. São colocadas na extremidade da coluna e podem ser de vários tipos e tamanhos, dependendo da profundidade e do tipo de rocha a ser perfurada. A broca draga, perfura por raspagem e foi o primeiro tipo de broca usada, mas hoje está em desuso. A broca de diamante é usada em formações duras e abrasivas e em operações de testemunhagem (coroa). Perfura por esmerilhamento.


As brocas tricônicas com dentes de aço ou de inserto de tungstênio são as mais versáteis, podendo ser fabricadas para operar em diversos tipos e durezas de formação. Nas formações mais macias e plásticas são usados dentes grandes; nas mais duras ou abrasivas, dentes curtos. A broca PDC (diamante policristalino compactado) perfura por ação de raspagem. É preferencialmente usada para perfurar formações homogêneas e, em geral, apresenta alta taxa de penetração. Fonte: Petrobras

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Brocas para perfuração

1.6. Fluidos de perfuração e sistema de circulação de fluidos O elemento responsável por carrear os cascalhos perfurados, refrigerar e lubrificar a broca, conter as paredes do poço e evitar o influxo (kick) e a erupção de gás ou óleo é o fluido de perfuração, popularmente conhecido como lama. Esse fluido, recalcado por bombas de alta potência (bombas de lama), atinge a broca e passa por seus bordos, retornando à superfície pelo espaço anular compreendido entre a coluna de perfuração e as paredes do poço.

Alta Competência

O sistema de fluidos é composto pela bomba de lama e linhas de recalque, que vão da bomba até a coluna de perfuração e pelo sistema de tratamento de fluido, composto dos extratores de sólidos, peneiras, desareadores, dessiltadores e tanques para preparo, armazenamento e manutenção do fluido. O fluido de perfuração carreia os cascalhos cortados e triturados pela broca do fundo do poço para a superfície. Na superfície, o mesmo fluido é tratado para retirada desses sólidos e manutenção de suas qualidades reológicas e químicas.

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Sistema de circulação no fundo do poço

A extração de sólidos mais grosseiros ocorre nas peneiras, já os mais finos, nos dessiltadores e no mud cleaner. Se necessário, uma centrifuga de alta velocidade é usada para controle da densidade do fluido e para a eliminação do líquido restante no sólido descartado.


Mangueira Swivel

Tubo Bengala Bomba

Kelly Tanque de fluidos Peneiras

Interior da coluna

Jatos da broca

Anular

Sistema de circulação de fluidos

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Para as bombas

Centrífuga de alta velocidade

Do poço Centrífuga Mud cleaner Dessiltador Desareiador

Peneira vibratória

Sistema de tratamento do fluido de perfuração

1.7. Operações de perfuração A perfuração de poços consiste em posicionar uma sonda de perfuração na locação determinada pelo projeto geológico e de reservatório. Nas operações offshore, as sondas são montadas em plataformas, que podem ser flutuantes ou apoiadas no fundo do mar.

Alta Competência

As operações de perfuração têm os seguintes objetivos primordiais: Perfurar um poço com segurança: • Sem causar instabilidades nas rochas e formações cortadas (colapso, fraturamento); • Sem permitir influxo de fluidos da formação (água, óleo, gás) para o poço e principalmente para fora dele.

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Os projetos de perfuração e completação dos poços dependem da concepção de produção. No caso offshore, a produção pode ser por poços de completação seca, em plataformas fixas apoiadas no fundo do mar ou em plataformas flutuantes fixas no fundo do mar por tirantes de alta tração, conhecidas por TLP (Tension Leg Plataform). A perfuração dos poços para essas plataformas pode ser anterior à instalação da mesma, por sondas autônomas, flutuantes ou autoeleváveis ou após a instalação da plataforma. Nesse caso, são usadas sondas moduladas, montadas sobre a plataforma de produção. 1.7.1. Plataformas de perfuração offshore As perfurações dos poços são realizadas em diferentes tipos de plataformas, projetadas para isso. Os principais tipos de sondas e plataformas usados em perfuração offshore estão descritos a seguir. a) Plataformas fixas As plataformas fixas podem ser projetadas para receber todos os equipamentos de perfuração, estocagem de material, alojamento de pessoal, além das instalações necessárias para a produção dos poços. A perfuração na plataforma fixa ocorre como se fosse em terra. A plataforma fixa é uma ilha artificial, metálica, na qual as características do poço são as mesmas do poço em terra.


No esquema a seguir, observar um projeto de poço típico em terra, no qual o condutor é cravado até encontrar solo firme (nega). Note que o poço é perfurado em duas fases: uma, com revestimento intermediário e outra, com revestimento de produção. Ambos os revestimentos chegam à superfície e são cimentados no anular revestimento poço, isolando formações portadoras de óleo, gás, água salgada ou salobra e, principalmente, isolando as formações portadoras de água doce.

Superfície do terreno

Revestimento intermediário

Cimentação do revestimento intermediário Condutor Cravado

Revestimento de produção

Cimentação do revestimento de produção

Poço típico de perfuração onshore ou de plataforma fixa

Nas plataformas fixas, os poços são semelhantes, entretanto, com mais fases e mais revestimentos intermediários capazes de prover maior e melhor isolamento das diversas formações e o alcance de horizontes produtores mais profundos. As Sondas Moduladas (SM) são fundamentais para viabilizar a perfuração e, principalmente, a manutenção dos poços instalados em plataformas fixas. As principais características das plataformas fixas são as seguintes: • Operam em lâminas d’água rasas, até 120 m; • As jaquetas são lançadas e fixas por estacas no fundo do mar; • Os módulos são colocados e fixos na jaqueta;

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Alta Competência

• Os poços podem ser perfurados antes ou depois do lançamento da jaqueta. Se forem perfurados antes, é feito tie-back para remontá-los até a superfície; • Não é necessário compensador de movimentos. Fonte: Petrobras

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Plataforma fixa e sonda modulada (SM)

b) Sondas auto-eleváveis (PA) As sondas auto-eleváveis são sondas montadas em plataformas que possuem pernas que as apóiam no fundo do mar. Operam como uma ilha metálica que pode ser removida inteira e deslocada para outra locação. As principais características das sondas tipo plataforma autoeleváveis (PA) são: • Plataforma de perfuração fixa, pouco afetada pelas condições oceano-meteorológicas; • Opera em áreas com restrições no fundo do mar; • Baixo custo relativo;


• Perfura em até 100 m de lâmina d’água; • Não faz uso de BOP submarino e de compensador de movimentos. Fonte: Petrobras

49 Plataforma auto-elevável

c) Sondas flutuantes As sondas flutuantes são do tipo sondas semi-submersíveis (SS) e navios sonda (NS). Os navios-sonda (NS), aparentemente, são semelhantes aos navios convencionais, porém, a característica que os diferencia é a torre e o moon pool (abertura central existente no seu casco) por onde os equipamentos são descidos para fazer a perfuração. Os NS utilizam para o seu posicionamento o Sistema de Posicionamento Dinâmico (DP). Esse sistema é constituído de um referencial de navegação por satélite (GPS) e de um referencial acústico local da embarcação, no qual os emissores de sinais acústicos (beacons ou transponders), em freqüências pré-fixadas, são posicionados no fundo do mar através do Remote Operator Vehicle (ROV) e os receptores (hidrofones) ficam na embarcação. As informações dos referenciais de posicionamento são recebidas por sistemas de computação e acionam os motores de proa, popa e de bordos, mantendo o navio em uma determinada posição, com pequenas variações.

Alta Competência

As principais características dos navios-sonda são: • Possuem grande capacidade de armazenagem de suprimento para perfuração; • São menos estáveis do que a sonda semi-submersível (SS), devido ao menor volume submerso; • Possuem propulsão própria, não necessitam de rebocadores para o translado de uma locação para outra (DMM); • Podem operar em lâmina d’água ultra-profunda;

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• Necessitam de compensador de movimentos, sistema hidropneumático que permite compensar o movimento vertical da sonda em razão da flutuabilidade e da movimentação das ondas. Fonte: Petrobras

Plataforma navio-sonda (NS)

As sondas semi-submersíveis (SS), dotadas de flutuadores que permitem uma submersão regulável, podem ser de dois tipos: as que também se posicionam pelo Sistema de Posicionamento Dinâmico (DP) e as do tipo ancoradas. Ambas possuem moon pool para manuseio de cargas a serem descidas no fundo do mar ou no poço.


As principais características das plataformas SS são: • São plataformas estáveis - trabalham em condições de mar e tempo mais severos do que os navios; • Podem ser ancoradas ou de posicionamentos dinâmicos; • Fazem uso de BOP submarino e compensador de movimentos. Fonte: Petrobras

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Plataforma semi-submersível (SS)

1.7.2. Operações rotineiras de perfuração Os poços perfurados por sondas semi-submersíveis (SS) ou naviossonda (NS) atendem um programa de perfuração a ser executado em fases ou etapas. Para cada uma dessas fases há previsões da profundidade a ser atingida e do tipo de broca a ser utilizada. Conseqüentemente, há previsão do diâmetro do poço, da composição da coluna de perfuração que vai acima da broca, do tipo de fluido de perfuração a ser usado, da tubulação de grande diâmetro (revestimentos) a ser descido/deixado no poço para conter as paredes e dos trechos a serem cimentados para isolamento das formações produtoras ou a serem protegidas.

Alta Competência

Na primeira fase, descem simultaneamente: uma broca, a coluna de perfuração (tendo acima da broca um motor de fundo), as juntas do revestimento (revestimento condutor), tendo no seu topo uma base guia (funil up) acoplada. O fundo do oceano é jateado e o revestimento condutor é “enterrado”. Quando o jateamento não for possível, perfura-se até o posicionamento da Base Guia Temporária (BGT) no fundo do mar. Perfurada essa fase, segue-se a descida do revestimento com a Base Guia Permanente (BGP). Nesse caso, ao final da descida das juntas do revestimento, circula-se e, em seguida, cimenta-se esse mesmo revestimento, da sapata (extremidade inferior) até o fundo do mar.

52

Na segunda fase fura-se com outra broca, com o retorno dos cascalhos sendo direto para o mar, descendo a seguir o outro revestimento, que tem acoplado à sua extremidade superior uma cabeça de poço submarina (housing). Esse revestimento pode ser totalmente cimentado, da sapata até o fundo do mar. A terceira fase tem início com a descida do equipamento Blow Out Preventer (BOP) submarino (principal componente da barreira de segurança), que é acoplado à cabeça de poço (housing) e conectado à sonda através do riser de perfuração. Em seguida, é perfurada a terceira fase, com retorno de fluido para a sonda. Depois, é descido o revestimento, cimentando-o também, porém não totalmente, mas provendo isolamento da sapata e de intervalos superiores que necessitem de isolamento. Na quarta fase, ainda com o BOP instalado, perfura-se com broca de 12 ¼” ou de 14 ½”. Nesta fase, o objetivo é atingir a rocha-reservatório a zona de interesse - para confirmar a existência de petróleo/gás natural e colocar o poço em produção. Para evitar que o poço desmorone e permitir que o fluido de perfuração circule, há o revestimento: uma tubulação de aço de grande diâmetro que reveste a perfuração. O revestimento é descido ao final de cada fase e o anular revestimento poço é cimentado para promover isolamento entre os vários intervalos perfurados e entre as formações perfurada e a superfície. O revestimento bem cimentado promove uma barreira de segurança eficaz.


Todos os revestimentos descidos são ancorados no interior da cabeça de poço (housing) no fundo do mar. Eventualmente, para poços mais profundos ou para aqueles que atravessam formações com pressões estáticas (Pest) muito diferentes, pode haver a necessidade de se perfurar mais uma fase, quando é descido um revestimento chamado liner, que normalmente não vem até a superfície, sendo ancorado e cimentado na base do revestimento anterior. Ao final, barreiras de segurança são estabelecidas, como tampões de cimento, ou o poço é equipado até o tubing hanger e o BOP é retirado, deixando o poço temporariamente abandonado ou não. Fonte: Petrobras

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BOP submarino, usado em sondas flutuantes

Na explotação dos campos em regiões conhecidas pode-se perfurar poços simplificados, chamados slenders, que são perfurados com menos fases, simplificando e barateando o projeto, com sensível redução no custo e no tempo de perfuração dos poços. As ilustrações a seguir ajudam a acompanhar as fases das operações de perfuração offshore.

Alta Competência

Fases da perfuração offshore

Coluna de perfuração Base guia funil UP

Motor de fundo Revest de 30”

Broca de 26”

54

Final da primeira fase: executado Início da primeira fase: descida o jateamento e “enterrado” o da coluna de jateamento com revestimento de 30”. revestimento de 30” e base guia.

Rev. 30”

Rev. 30”

Poço de 26”

Após a desconexão do mandril interno da Running Tool (RT), segue a perfuração da segunda fase, com a broca de 26” sendo acionada pelo motor de fundo.

Poço de 26”

Concluído o trabalho com broca, o mandril interno da running tool (RT) é reconectado, seguese a desconexão da RT da base guia e a retirada da coluna de jateamento.


Riser de perfuração

BOP

Rev. 30”

Rev. 20”

Poço de 26” Cimento

Final da segunda fase: descido o Início da terceira fase: descida do revestimento de 20” e efetuada a BOP com os risers; descida da broca cimentação. 17 ½” para iniciar a perfuração da fase. A lama transporta o cascalho até a sonda. Outras fases são perfuradas, conforme a profundidade final do poço. Cada revestimento é descido e cimentado promovendo o isolamento entre as diversas formações perfuradas e passadas. O último revestimento é chamado de revestimento de produção, pois atinge o horizonte produtor e nele são instalados os equipamentos que permitem produzir o petróleo com segurança e controle.

Horizontal Vertical

Direcional

Tipos de poços no que se refere à trajetória

55

Alta Competência

0

MR

LA

1200 30” 20” 13 3/8”

Liner 7”

9 5/8” 2800

56

7000m

Poço típico horizontal offshore no Brasil (UN-BC) Convencional

30”

Slender

35m

3 TUBOS

30”

35m

200m 20”

13 3/8” @1700m

13 3/8” @1700m

9 5/8” @2900m

2700m

2700m

2800m

2800m

9 5/8” @2900m

Poços típicos offshore no Brasil (UN-BC)


1.7.3. Perfuração direcional a) Controle da verticalidade em poços verticais Não existe poço rigorosamente vertical, pois o poço desvia-se naturalmente da vertical. Esses desvios devem ser quantificados. Caso ultrapassem certos limites de inclinações (normalmente 5º) ações corretivas devem ser implementadas, no sentido de reduzir a sua inclinação. Poços verticais que se desviam bastante da vertical trazem problemas de mapeamento de subsuperfície e podem atingir a profundidade final em uma posição muito afastada do objetivo desejado. Esses poços são denominados de tortuosos. Existem várias causas que determinam a tortuosidade durante a perfuração de um poço. As mais importantes são: • A variação das características das formações e rochas perfuradas (dureza, inclinação etc.); • Mudança brusca no peso sobre a broca; • Diâmetro de poço grande para os comandos usados; • Perfuração com broca não estabilizada; • Desbalanceamento dos comandos usados; • Perfuração com coluna não estabilizada; • Desbalanceamento dos parâmetros de perfuração (peso sobre broca e rotação).

57

Alta Competência

A mudança brusca na trajetória do poço traz sérios problemas para a perfuração, tais como: • Desgaste por fadiga dos tubos de perfuração devido às tensões cíclicas causadas pela rotação do tubo em um trecho de desvio excessivo; • Formação de chavetas - sulcos que aparecem no trecho de desvio excessivo por causa das ações de compressão e rotação dos tubos na parede no momento da retirada da coluna. Os comandos podem ficar retidos nesses sulcos causando uma prisão de coluna; • Dificuldade na descida de colunas de revestimento.

58

b) Perfuração de poços direcionais A perfuração direcional é a técnica de desviar, intencionalmente, a trajetória de um poço da vertical para atingir objetivos que não se encontram diretamente abaixo da sua locação na superfície. Os poços direcionais são perfurados com várias finalidades, dentre as quais podemos destacar: • Controlar um poço em blowout através da perfuração de poços de alívio; • Atingir formações produtoras que estejam abaixo de locações inacessíveis, tais como rios, lagos, cidades etc.; • Desviar a trajetória do poço de acidente geológico, tais como domos, salinos e falhas; • Perfurar vários poços de um mesmo ponto, como é o caso da produção através das plataformas marítimas; • Desviar poços que tiveram o trecho final perdido por problemas operacionais, como por exemplo a prisão da coluna de perfuração.


1º KOP Raio longo com dois trechos de ganho de inclinação

Raio longo com um trecho de ganho de inclinação

Raio médio

Raio curto

KOP KOP

2º KOP

KOP Afastamento

Comprimento

Entrada do obj. do trecho horizontal

Tipos de poços direcionais

Na ilustração a seguir é apresentado um projeto de poço horizontal de grande afastamento, com a indicação dos revestimentos e as respectivas profundidades das sapatas (profundidades medidas e verticais - TVD) e as profundidades dos pontos de início de mudança de inclinação (KOP).

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Profundidade (m)

0

Mud Line (fundo do mar) @ 1000 m

1000

30” @ 1170m 20” @ 1350m

KOP 1 @ 1380m/BUR = 1º/15m

KOP 2 @ 6832m/BUR = 1º/10m

13 3/8” @ 2625m 83º (2233m TVD)

2000

9 5/8” @ 6785m 83º (2740m TVD) 6.1” @ 7200m 90º (2750m TVD)

83º

9 5/8”6.1”

Objective@ 2750m TVD 3000 0

1000

2000

3000

4000

5000

Afastamento (m)

Poço horizontal de grande afastamento

Atualmente, é possível perfurar poços com duas ou mais pernas, chamados poços multilaterais. No campo de Carmópolis, SE, já foi perfurado um poço com oito pernas produtoras.

Alta Competência

Level 1

Level 2

Level 3

Level 4

60 Level 5

Level 6

Level 65

Poços multilaterais

Na Petrobras, os poços são classificados de acordo com a sua finalidade. Assim, temos: Tipos de poços

Características / finalidades

Exploratórios (wildcat)

Poço para pesquisar um possível reservatório, mas não se tem a certeza da existência de hidrocarbonetos no seu objetivo.

Estratigráficos ou estruturais

Avaliar as litologias na subsuperfície e realizar o conhecimento geológico da área.

Extensão

Exploratório de delimitação de reservatório. Podem também explorar jazidas adjacentes ao reservatório conhecido.

Desenvolvimento

Quando se encontra petróleo, são perfurados para produção do campo.


Tipos de poços

Características / finalidades

Injeção

Aumentar a produtividade e longevidade dos campos de petróleo. Injeta-se nos reservatórios fluidos diversos (água, gás, vapor de água, outros).

Especiais

Possuem outra finalidade, diferente das anteriores. Por exemplo, os poços-piloto, poços que vão permitir a perfuração dos poços de desenvolvimento ou de injeção.

RESUMINDO...

Um poço perfurado é semelhante a um telescópio, em que a porção mais larga se localiza no topo da perfuração. Essa configuração é obtida pelo uso seqüencial de brocas de diâmetros diferentes (do maior para o menor). As paredes do poço são revestidas com tubos de aço conectados entre si, perfazendo um conjunto de tubos, denominado revestimento. Cada revestimento descido vai do fundo à boca do poço. Entre os revestimentos e as paredes do poço é introduzido cimento, não só para evitar toda e qualquer comunicação do reservatório com o exterior que não seja feita por dentro do último revestimento descido, como para promover o isolamento entre as diversas formações perfuradas e passadas pelo poço. Os poços podem ser verticais (inclinados ou direcionais) e horizontais. Possuem diferentes finalidades, como: produção de hidrocarbonetos, injeção de água, gás, vapor ou outro líquido, exploração ou reconhecimento geológico ou até para monitoramento de subsuperfície.

61

Alta Competência

1.8. Exercícios 1) Identifique na ilustração a seguir os principais sistemas de uma sonda de perfuração de petróleo.

62

2) No sistema de perfuração e elevação, a estrutura de sustentação da coluna de perfuração é a: (

) Base.

(

) Subestrutura.

(

) Torre.

(

) Coluna de perfuração.


3) O objetivo do sistema de segurança contra erupção é vedar o poço, aliviar a pressão e eliminar os fluidos de maneira controlada para prevenir um blowout. Outras medidas adotadas para prevenir o blowout são: (

) Iniciar o fluxo do petróleo por acidificação ou fraturamento do poço.

(

) Utilizar fluido da perfuração de densidade suficiente para conter a pressão da formação.

(

) Evitar o bombeamento para o poço e para os canhoneados com fluidos de composição especial.

(

) Descer e cimentar o revestimento.

4) A perfuração possui vários estágios, que incluem perfurações em vários diâmetros e cimentação dos revestimentos. Quando os cascalhos de rocha recuperados no fluido de perfuração passam a revelar a areia oleosa da rocha-reservatório, pode se ter atingido a profundidade final. A coluna de perfuração é removida e alguns testes devem ser feitos para confirmar a descoberta. Explique quais são esses testes e para que servem. _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ ________________________________________________________________

63

Alta Competência

5) Com relação aos sistemas de rotação da coluna de perfuração, relacione os equipamentos e suas respectivas funções. ( 1 ) Mesa rotativa ( ) Transmitir a rotação proveniente da mesa rotativa à coluna de perfuração. ( 2 ) Kelly

( ) Permitir a retirada da coluna com circulação e rotação, perfurando por seção, com mais segurança.

( 3 ) Swivel ou cabe- ( ) Transmitir rotação à coluna de perfuça de injeção ração.

64

( 4 ) Top drive

( ) Transmitir elevada rotação à broca, com baixa rotação de coluna.

( 5 ) Motor de fundo

( ) Separar os elementos rotativos dos estacionários nas sondas de perfuração.

6) O sistema responsável por carrear os cascalhos, refrigerar e lubrificar a broca, conter as paredes do poço e evitar a erupção de gás ou óleo é o: (

) Sistema de circulação ou de fluidos.

(

) Sistema de manutenção de fluidos.

(

) Sistema de segurança de poço.

(

) Sistema de monitoramento.

(

) Sistema de controle de fluxo.


7) Correlacione os tipos de poços e suas características. ( 1 ) Exploratórios (wildcat)

( ) Possuem finalidade diferente, funcionando, por exemplo, como poços-pilotos.

( 2 ) Estratigráficos ( ) Visam a aumentar a produtividade dos ou estruturais campos de petróleo através da injeção de fluidos diversos. ( 3 ) Desenvolvimento

( ) Na produção de petróleo, são a maioria dos poços perfurados.

( 4 ) Injeção

( ) Não se tem certeza da existência de hidrocarbonetos no seu objetivo.

( 5 ) Especiais

( ) Têm a função de avaliar as litologias na subsuperfície e realizar o conhecimento geológico da área.

8) Por que a perfuração direcional é importante? _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ ______________________________________________________________________

65

Alta Competência

1.9. Glossário Anular - espaço entre duas colunas, por exemplo, a coluna de perfuração e a parede do poço, coluna de revestimento e a parede do poço, ou coluna de produção e revestimento. Barramento - estrutura para distribuição de energia elétrica. Beacon - emissor de sinais acústicos, é usado no posicionamento dinâmico de sondas semi-submersíveis (SS) e de navios-sonda (NS). BGP - Base Guia Permanente. BGT - Base Guia Temporária. Blowout - erupção descontrolada do poço; risco que ocorre nas operações em poços de petróleo, quando a pressão hidrostática não contém a pressão do reservatório e, simultaneamente ocorre uma falha dos equipamentos de segurança (BOP ou AN), causando o fluxo descontrolado de óleo ou gás para o meio ambiente (atmosfera ou fundo do mar).

66

BOP (Blowout Preventer / preventor de erupções) - equipamento de segurança colocado na cabeça do poço durante a intervenção com sonda. Segunda barreira de segurança, que permite fechar e controlar o poço, evitando orifício do bloco de válvulas onde existem duas válvulas, Master M2, e mais acima, a válvula de pistoneio ou Swab S2. Bucha da mesa - estrutura da mesa rotativa que, acoplada ao kelly, transmite o movimento giratório para a coluna de perfuração. Catarina - bloco de polias móvel; junto com o bloco de coroamento, faz o conjunto moitão para elevação da coluna e equipamentos do poço. Chave flutuante - utilizada para rosquear e desrosquear tubos e conexões, aplicando o torque final. Chaveta - peça que segura as rodas na extremidade de um eixo; possuem precisão de milésimos de milímetros em suas dimensões. Compound - transmissão principal da energia gerada nos motores diesel nas sondas mecânicas. Cunha - instrumento de ferro, cortado em ângulo sólido e que serve para suportar a coluna de tubos ou de revestimento na mesa rotativa. DC (Drill Collar) - comando de perfuração, tubo muito pesado usado para aplicar peso sobre a broca. Dessiltador - conjunto de hidrociclones posicionados após o desarenador com a função de retirar partículas inferiores a 74 mícrons do fluido de perfuração. Domo - estrutura positiva na qual as camadas rochosas mergulham divergentemente em todas as direções.


DMM (Desmontagem, Movimentação, Montagem) - operação de desancoragem, reboque/transporte e posterior ancoragem de uma sonda. DP (Dynamic Positioning) - Sistema de Posicionamento Dinâmico. Recurso de auto-posicionamento de uma embarcação, baseado em sistemas de referência de posicionamento de superfície (GPS, Artemis, Argo, Syledis etc.); hidroacústicos (Simrad, Honewell), deslocamento mecânico (Toutwire) entre outros. Drill floor - área de trabalho da equipe de sonda. Drill pipe (DP) - tubo da coluna de perfuração. Falha - abalo das camadas geológicas acompanhado de um desnivelamento tectônico de blocos separados. Funil up - base guia acoplada aos equipamentos de cabeça de poço, facilita a reentrada no poço. Hook - gancho. Housing - cabeça de poço submarina. Parte da cabeça de poço chamada de alojador de alta pressão, onde é travado o BOP ou a ANM. Influxo - kick. Influxo de óleo, água ou gás da formação para o poço. Jatear - método de perfuração que consiste em penetrar a coluna com broca por jateamento hidráulico nas formações superficiais. Kelly - elemento da coluna que transmite a rotação proveniente da mesa rotativa à coluna de perfuração, pode ter dois tipos de seção: a quadrada (mais comum em sondas de terra) e a hexagonal (mais comum em sondas marítimas). Kick - influxo de óleo, água ou gás da formação para o poço. KOP - profundidades dos pontos de início de mudança de inclinação. Liner - coluna de tubos, rasgados ou lisos, que é descida e que ficará assentada no fundo do poço e suspensa pela extremidade inferior do revestimento de produção, após a avaliação da zona de interesse e da decisão de se completar o poço. Litologia - estudo das rochas sedimentares. Log While Drilling (LWD) - método de perfuração no qual a coluna de perfuração é equipada com equipamentos eletrônicos que permitem a perfilagem durante a perfuração, em tempo real. Mandril - dispositivo ou acessório instalado na coluna de perfuração ou de produção para posicionamento de equipamentos ou conexão e desconexão da coluna. Measuring While Drilling (MWD) - equipamento de medição e registro de inclinação e direção utilizado enquanto se perfura, com registro em tempo real.

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Alta Competência

Mesa rotativa (MR) - equipamento que transmite rotação à coluna de perfuração e permite o livre deslizamento do kelly no seu interior. Em algumas operações, a mesa deve suportar o peso da coluna de perfuração ou outra em utilização. Moitão - conjunto de polias que serve para levantar cargas. Moon pool - abertura central existente no casco dos navios-sonda e sondas semisubmersíveis. Motor de fundo - sistema alternativo de rotação da broca, muito utilizado na perfuração direcional, pois a coluna de perfuração não gira, ou gira com baixa rotação, não provocando desgastes nas paredes do poço. Mud cleaner - componente do sistema de extração de sólidos, cujo objetivo é reter siltes e outras partículas de granulometria fina semelhantes, carreadas pelo fluido de perfuração. NS - Navios-Sonda. Uso na perfuração/completação de poços submarinos. Navio equipado com sistemas para intervir em poços submarinos, podendo ser ancorado no fundo do mar ou de posicionamento dinâmico.

68

Offshore - localizado ou operado no mar. Onshore - localizado ou operado em terra. PDC (Diamante Policristalino Compactado) - usado para fazer elementos cortantes de broca. Perfilagem - operação de registro das características das formações geológicas, dos fluidos presentes nas formações ou das condições mecânicas do poço, através de sensores apropriados, cuja resposta é transmitida para a superfície através de cabos elétricos (N-2757) / (N-2352). Poço de alívio - poço direcional perfurado com a finalidade de combater um blowout em outro poço; por ele será injetado fluido de amortecimento diretamente na formação. Polia - bloco de coroamento; jogo de polias do bloco de coroamento. Reológica - referente à reologia, ou seja, parte da física que investiga as propriedades e o comportamento mecânico dos líquidos. Propriedades reológicas do fluido. ROV (Remote Operator Vehicle) - robô submarino de controle remoto. Riser - elemento de manobra de descida de equipamentos no poço. Provê acesso vertical com completa integridade de pressão às linhas de produção e anular. Rocha-reservatório - rocha permeável e porosa onde está armazenado o petróleo. Salino - rochas salinas, rochas sedimentares solúveis na água, provenientes da evaporação da água do mar em lagunas (gesso, sal-gema, sais de potássio).


Sapata - extremidade da coluna de revestimento, geralmente é flutuante, com uma válvula de pé que impede o fluxo reverso. SCR - controlador de silício; retificador de corrente. Equipamento do sistema motor das sondas elétricas, o qual transforma a corrente alternada em contínua, permitindo a utilização de motores de corrente contínua e melhor controle dos equipamentos. Slenders - poços simplificados. SM - Sonda Modulada. SS - Sonda Semi-Submersível. Sulco - quebra da superfície da água, feita pela passagem de uma embarcação; esteira. Talha - aparelho constituído por um jogo de roldanas de diâmetros diferentes e destinado a levantar pesos; moitão, cadernal. Tambor - cilindro em que se enrola o cabo nos guindastes e no guincho da sonda. TLP - Tension Leg Plataform. Top-drive - sistema alternativo de rotação da broca, composto de motor hidráulico. Trado - ferramenta reforçada para trabalhos mais pesados, como a perfuração de dormentes, caibros, barrotes etc. Broca de dois cortadores fixos. Transponder - repetidor de radiofreqüência. Treliça - sistema de vigas cruzadas empregado no travejamento das pontes e nas torres. TVD - profundidades medidas e verticais. Underreamer - operação de se alargar um poço abaixo da medida da sapata de revestimento, usando um alargador de corte inferior com cortadores de expansão, acionados pela pressão do fluido circulante. Equipamento que permite fazer essa operação. X-over - tubo curto, luva, usado para fazer conversão de rosca; substituto conversor de roscas, permite compor a coluna com tubos de roscas diferentes.

69

Alta Competência

1.10. Bibliografia BOURGOYNE JR., Adam et al. Applied Drilling Engineering. 2nd edition. Society of Petroleum Engineers: Richardson, Texas, EUA, 1991. IBIAPINA, Joaquim Leite; WATANABE, Márcio Koki. Equipamentos do Sistema de Controle de Poço Superfície. Apostila. Petrobras. 2004. INTERNATIONAL ASSOCIATION OF DRILLING CONTRACTORS. IADC Drilling Manual. IADC Publications: Houston, Texas, EUA, 2000. MARTINS, Márcio. Introdução à Exploração e Produção de Petróleo. Apostila. Petrobras. Rio de Janeiro: 2005. NORTEC. Abandono de poço, N-2730. Subcomissão SC-37, Segurança de Poços. Rio de Janeiro, 2003.

70

NORTEC. Equipamentos do sistema de controle de poços das sondas de perfuração, completação e intervenção em poços de petróleo, N-2753. Subcomissão SC-37, Segurança de Poços. Rio de Janeiro, 2004. NORTEC. Prevenção e controle de blowout, N-2093. Subcomissão SC-37, Segurança de Poços. Rio de Janeiro, 2004. NORTEC. Prevenção e controle de kicks, N-2755. Subcomissão SC-37, Segurança de Poços. Rio de Janeiro, 2004. NORTEC. Segurança de poço para projetos de perfuração marítima, N-2752. Subcomissão SC-37, Segurança de Poços. Rio de Janeiro, 2006. NORTEC. Segurança em testes de formação e de produção, N-2253. Subcomissão SC-37, Segurança de Poços. Rio de Janeiro, 2006. NORTEC. Segurança na operação de poços para explotação de hidrocarbonetos, N-2765. Subcomissão SC-37, Segurança de Poços. Rio de Janeiro, 2006. ROSA, Adalberto José et al. Noções de Reservatório de Petróleo. Apostila. Petrobras. 1999. SANTOS, Otto Luiz Alcântara. Manual de Treinamento em Controle de Poço. Apostila. Petrobras. 2002. SILVA FILHO, Hercílio Pereira da; SILVA, Alfonso Humberto Celia. Cadeia Produtiva do Petróleo. Apostila. Petrobras. UN-BC. Rio de Janeiro: 2005. THOMAS, José Eduardo et al. Fundamentos de Engenharia de Petróleo. Rio de Janeiro: Interciência, 2001.


1.11. Gabarito 1) Identifique, na ilustração a seguir, os principais sistemas de uma sonda de perfuração de petróleo.

Torre

Sistema de segurança contra erupção (BOP)

Mesa rotativa Bomba para circulação de fluídos

Tubos sobressalentes

Revestimento Coluna de perfuração Comandos

Gerador de eletricidade

Fluído de perfuração e sedimentos

Broca

2) No sistema de perfuração e elevação, a estrutura de sustentação da coluna de perfuração é a: (

) Base.

(

) Subestrutura.

( X ) Torre. (

) Coluna de perfuração.

3) O objetivo do sistema de segurança contra erupção é vedar o poço, aliviar a pressão e eliminar os fluidos de maneira controlada para prevenir um blowout. Outras medidas adotadas para prevenir o blowout são: (

) Iniciar o fluxo do petróleo por acidificação ou fraturamento do poço.

( X ) Utilizar fluido da perfuração de densidade suficiente para conter a pressão da formação. (

) Evitar o bombeamento para o poço e para os canhoneados com fluidos de composição especial.

(

) Descer e cimentar o revestimento.

71

Alta Competência

4) A perfuração possui vários estágios, que incluem perfurações em vários diâmetros e cimentação dos revestimentos. Quando os cascalhos de rocha recuperados no fluido de perfuração passam a revelar a areia oleosa da rocha-reservatório, pode se ter atingido a profundidade final. A coluna de perfuração é removida e alguns testes devem ser feitos para confirmar a descoberta. Explique quais são esses testes e para que servem. É efetuada a perfilagem do poço para confirmar a existência da rocha-reservatório, sua porosidade e a presença de hidrocarbonetos. Pode-se coletar amostra do fluido da formação. Depois da descida e cimentação do revestimento podem ser feitos testes de produção do poço, TFR. 5) Com relação aos sistemas de rotação da coluna de perfuração, relacione os equipamentos e suas respectivas funções.

72

(1)

Mesa rotativa

(2)

Transmitir a rotação proveniente da mesa rotativa à coluna de perfuração.

(2)

Kelly

(4)

Permitir a retirada da coluna com circulação e rotação, perfurando por seção, com mais segurança.

(3)

Swivel ou ( 1 ) cabeça de injeção

(4)

Top drive

(5)

Transmitir elevada rotação à broca, com baixa rotação de coluna.

(5)

Motor de fundo

(3)

Separar os elementos rotativos dos estacionários nas sondas de perfuração.

Transmitir rotação à coluna de perfuração.

6) O sistema responsável por carrear o cascalho, refrigerar e lubrificar a broca, conter as paredes do poço e evitar a erupção de gás ou óleo é o: ( X ) Sistema de circulação ou de fluidos. (

) Sistema de manutenção de fluidos.

(

) Sistema de segurança de poço.

(

) Sistema de monitoramento.

(

) Sistema de controle de fluxo.

7) Correlacione os tipos de poços e suas características. ( 1 ) Exploratórios (wildcat)

( 5 ) Possuem finalidade diferente, funcionando, por exemplo, como poços-pilotos.

( 2 ) Estratigráficos ou estruturais

( 4 ) Visam a aumentar a produtividade dos campos de petróleo através da injeção de fluidos diversos.

( 3 ) Desenvolvimento ( 3 ) Na produção de petróleo são a maioria dos poços perfurados. ( 4 ) Injeção

( 1 ) Não se tem certeza da existência de hidrocarbonetos no seu objetivo.

( 5 ) Especiais

( 2 ) Têm a função de avaliar as litologias na subsuperfície e realizar o conhecimento geológico da área.


8) Por que a perfuração direcional é importante? Porque esta técnica permite desviar a trajetória de um poço da vertical para atingir objetivos que não estejam diretamente localizados abaixo da superfície. Além disso, podem atingir formações produtoras inacessíveis e perfurar, de um mesmo ponto, vários poços, como é o caso da produção através das plataformas marítimas. Essa técnica permite a perfuração de poços horizontais.

73

Capítulo 2 Completação

Ao final desse capítulo, o treinando poderá: • Explicar o conceito de completação; • Diferenciar os tipos de completação; • Identificar as etapas de uma intervenção de completação; • Explicar o funcionamento da coluna de produção (COP); • Identificar e distinguir alguns equipamentos de subsuperfície e de superfície, bem como suas funções; • Identificar as operações de manutenção de poços (workover).

Alta Competência

76

Capítulo 2. Completação

2. Completação

P

ara que um poço produza óleo ou gás natural, após a perfuração é necessária a execução de algumas etapas. Dentre essas etapas, a completação se destaca, pois envolve as operações básicas para se concluir o poço. A completação tem o objetivo de equipar o poço para a produção de óleo ou gás ou para injetar fluidos no reservatório, preparando-o para a produção. Trata-se de uma intervenção subseqüente à perfuração de um poço que, ao conectar o reservatório de hidrocarbonetos à unidade estacionária de produção, permite que seja conectado de maneira segura e controlada. Essa operação consiste na instalação de equipamentos - tanto no interior do poço de petróleo, como também no seu exterior - responsáveis pelo controle da vazão dos fluidos e funções auxiliares como aquisição de dados, controle da produção de areia e elevação artificial. Na completação, o poço é condicionado, o revestimento limpo e raspado, a qualidade da cimentação primária é pesquisada. Além disso, é canhoneado na zona de interesse e equipado com uma coluna de produção ou injeção. Uma boa completação deve oferecer: • Segurança na operação do poço, seja durante as intervenções ou durante a vida produtiva do poço; • Proteção do meio ambiente, evitando derramamento de óleo ou escape de gases para a atmosfera; • Possibilidade de se obter a maior vazão de óleo/gás permitida pelo gerenciamento do reservatório, otimizando a produção do poço; • A maior longevidade possível, reduzindo o número de intervenções futuras no poço e, conseqüentemente, reduzindo o custo total do projeto;

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Alta Competência

• Facilidade para futuras intervenções (registro de pressão, substituição de equipamentos de elevação artificial etc.); • O menor custo possível e o mínimo de complexidade necessária.

2.1. Tipos de completação As intervenções posteriores à perfuração do poço podem ser classificadas como operações de investimento ou como operações de manutenção. Nas operações de investimento, equipamentos são instalados ou operações com intuito de concluir o poço e equipá-lo para sua finalidade (produção de hidrocarbonetos ou injeção de água, gás ou vapor) são realizadas.

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As operações de manutenção - workover - ocorrem em poços já em operação, a fim de recuperar uma condição melhor de produção. 2.1.1. Operações de investimento São operações que visam verificar as condições de reservatório e a equipagem do poço na intervenção após a perfuração ou modificar a finalidade do poço em intervenção posterior. Podem ser classificadas em operações de completação, avaliação e recompletação, a seguir explicadas. a) Completação É o conjunto de operações efetuadas durante a primeira intervenção em uma determinada formação atravessada por um poço, após a conclusão dos trabalhos de exploração e perfuração, visando a sua avaliação e posterior produção ou injeção de fluidos.


Quanto ao tipo, a completação do poço pode ser classificada em: • Completação seca : quando a cabeça do poço e a árvore de natal (conjunto de válvulas de segurança e controle do fluxo) estão na superfície terrestre ou na plataforma de produção marítima. • Completação molhada: quando a cabeça do poço e a árvore de natal são submarinas, no leito do fundo marinho. b) Avaliação Atividade realizada com o objetivo de avaliar a formação produtora, para definir os parâmetros da formação (permeabilidade, dano etc.), constatar a procedência dos fluidos e o Índice de Produtividade (IP), capacidade produtiva do reservatório e do poço, ou Índice de Injetividade (II), capacidade de injetividade da formação ou do poço. As principais operações de avaliação são: • Teste de formação a poço aberto (TF): teste realizado em poço não revestido com o intuito de conhecer a capacidade produtiva do reservatório e definir a economicidade da área explorada, comum em poços e em terra. As medições de pressão e temperatura, bem como o fechamento do poço são feitos no fundo do poço. • Teste de formação a poço revestido (TFR): teste realizado em poços já revestidos e completados, com intuito de conhecer a capacidade produtiva e demais parâmetros do reservatório. Informações que corroboram a engenharia de reservatório quanto à economicidade, dimensões e características do reservatório e fluidos existentes. As medições de pressão e temperatura, bem como o fechamento do poço são feitos no fundo do poço.

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Alta Competência

• Teste de Produção (TP): teste que consiste em medir pressão e temperatura no fundo do poço e vazões e volumes produzidos na superfície, com fechamento da superfície, com o intuito de conhecer a capacidade de produção do poço e alguns parâmetros de reservatório e dos fluidos produzidos. • Teste de Injetividade (TI): teste que consiste em medir a pressão, vazão e volumes injetados para conhecer a capacidade de injeção de fluido (água ou gás) no poço e reservatório e alguns parâmetros de reservatório. c) Recompletação

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É uma operação de investimento posterior a completação, durante a vida produtiva do poço. Essa operação é efetuada em poços que podem produzir em mais de uma formação geológica. Assim, quando o interesse em se produzir (ou injetar) em uma destas formações é concluído, o poço é recompletado para produzir (ou injetar) na nova formação. A recompletação também é executada quando se deseja converter um poço produtor em injetor (de água, gás, vapor etc.) ou vice-versa. 2.1.2. Operações de manutenção É o conjunto de operações realizadas no poço depois da completação inicial, durante sua vida produtiva, com o objetivo de corrigir problemas de modo a permitir que a produção (ou injeção) de fluidos retorne ao nível normal ou operacional. As operações de manutenção podem ser de avaliação, limpeza, restauração, estimulação, mudança de método de elevação e abandono. São conhecidas como operações de workover. As causas principais geradoras de intervenções são: • Baixa produtividade; • Produção excessiva de gás; • Produção excessiva de água;


• Produção de areia; • Falhas mecânicas na coluna de produção ou revestimento. As operações de workover no mar em poços de completação molhada são conhecidas como heavy workover, quando o poço é desequipado e se opera com BOP submarino ou light workover quando se opera através da árvore de natal molhada (ANM) sem substituí-la ou a coluna do poço. a) Avaliação Operacionalmente, é idêntica à avaliação de investimento, atividade executada visando a definir os parâmetros da formação, verificar a procedência dos fluidos e o Índice de Produtividade (IP) ou Índice de Injetividade (II) dos poços. A diferença é que nas avaliações de investimento, o poço avaliado é recém-perfurado e não necessariamente completado, visto que a própria operação de avaliação pode definir pela economicidade do poço ou não. Nas operações de manutenção, o poço já é produtor (ou injetor) e a operação de avaliação é realizada para monitoramento do poço ou reservatório. As principais operações de avaliação são: • Teste de Formação a poço revestido (TFR): semelhante ao TFR realizado na completação do poço; • Teste de Produção (TP): semelhante ao TP realizado na completação do poço; • Teste de Injetividade (TI): semelhante ao TI realizado na completação do poço; • Registro de Pressão (RP): registro de pressão de fundo de poço e de superfície em fluxo ou estática; • Medição de Produção (MP): registro da vazão e volume produzido no poço, em função das pressões de fluxo na cabeça no poço.

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Alta Competência

b) Limpeza A intervenção, nesse caso, limita-se a operações dentro do poço, tais como substituição ou reparo da coluna de produção, substituição da bomba de elevação de petróleo. Não há alteração das suas condições mecânicas, isto é, o poço continua produzindo (ou injetando) no mesmo intervalo e com as mesmas condições existentes antes da intervenção. c) Restauração É a intervenção com o objetivo de fazer algum tipo de operação no reservatório, nos canhoneados ou no revestimento, como ampliação de canhoneados ou recanhoneio, isolamento de algum intervalo, injeção de antiincrustante etc., ou seja, há uma alteração nas condições mecânicas do poço.

82 d) Estimulação Operação cujo objetivo é aumentar a produtividade (ou injetividade) de um poço, através de tratamentos químicos ou mecânicos, tais como: • Injeção de um ácido ou solvente orgânico no reservatório para aumentar a transmissibilidade da formação; • Tratamentos mecânicos, como o fraturamento da rocha para aumentar a sua permeabilidade localizada. Em última análise, não deixa de ser uma restauração, pois intervindo no reservatório, provoca melhoria no fluxo nas proximidades do poço. e) Mudança de método de elevação Intervenção que tem como objetivo a substituição de um método de elevação por outro (de poço surgente para equipado com BCS, por exemplo). Pode ser considerada uma intervenção de investimento, dependendo do projeto no qual esteja inserida.


f) Abandono, ou seja, fechar um poço que não esteja em condições de operar O abandono realizado com tampões mecânicos ou de cimento pode ser realizado por causa de problemas de segurança, por economicidade do projeto ou do poço ou para encerrar a operação do poço ou concessão e devolvê-lo à Agência Nacional do Petróleo (ANP). O abandono pode ser: • Definitivo: quando o poço não será mais utilizado; • Provisório: quando há a previsão ou a possibilidade de retorno ao poço no futuro.

2.2. Métodos de completação A completação de poços consiste em preparar e equipar o poço para colocá-lo em produção. A completação pode ser classificada quanto ao posicionamento da cabeça do poço, às características do revestimento de produção e ao número de zonas explotadas. 2.2.1. Quanto ao posicionamento da cabeça dos poços Uma das características das reservas petrolíferas brasileiras é a de se apresentarem tanto como lâminas d’água rasas quanto como profundas. Diferenças importantes na maneira como um poço é perfurado e completado resultam disso, principalmente no que se refere aos Sistemas de Cabeça do Poço Submarino (SCPS) e ao tipo de árvore de natal utilizada pela completação. Os sistemas de cabeça de poço são utilizados pela perfuração e as árvores de natal podem ser do tipo molhada (ANM) ou convencional (ANC). Duas situações distintas apresentam-se no mar. Na primeira, em águas mais rasas, tem-se o caso em que é técnica e economicamente viável trazer a cabeça do poço para a superfície, efetuando-se a completação convencional ou seca. Nesse caso, é imprescindível escorá-la com uma jaqueta apoiada no fundo do mar ou tracionar o poço a partir do convés de uma unidade flutuante especial (tension leg plataform).

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Alta Competência

Ainda em águas rasas, se for decidido deixar a cabeça do poço no fundo do mar, faz-se a completação com árvore de natal molhada (ANM) através de plataformas auto-elevatórias, plataformas semisubmersíveis ou navios-sonda ancorados. Numa segunda situação, apresenta-se o caso de águas mais profundas, em que é inviável trazer a cabeça do poço para a superfície, sendo, portanto, indispensável deixá-la no fundo do mar, equipada com ANM. Nesse caso, as mesmas plataformas semi-submersíveis ou navios-sonda de posicionamento dinâmico empregadas durante a perfuração são utilizadas para a execução dos serviços de completação. Em ambos os casos tem-se uma sonda instalada sobre a plataforma para a execução dos serviços de completação.

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Padrões de perfuração e completação Perfuração

Mudline (ML) ou através de jaqueta

Mudline (ML)

Guideline (GL)

Guidelineless (GLL)

Completação

Árvore

Lâmina d’água

Plataforma auto-elevável (PA)

ANC

< 100m

Sonda de Produção Marítima (SPM) / Sonda Modulada (SM)

ANC

< 150m

Plataforma auto-elevável (PA)

DO1

< 120m

Semi-submersível (SS) / Navio-sonda (NS)

DO2

< 120m

SS / NS ancorados

DO3

< 120m

SS / NS ancorados

DA

< 300m

SS / NS ancorados SS / NS ancorados SS ancorada

DL DLL GLL

< 400m < 600m < 1.000m

SS / NS posicionamento dinâmico (DP)

GLL

> 600m

2.2.2. Quanto ao revestimento de produção Buscando atender os requisitos básicos de economicidade, praticidade, durabilidade e segurança, as completações podem ser realizadas de acordo com os métodos a seguir. Tais métodos referemse às configurações básicas do poço e interação com a formação, que


por serem aplicáveis a cada situação específica podem apresentar variações, tornando-os bem mais sofisticados. Quanto ao revestimento de produção, uma completação pode ser: a) A poço aberto Durante a perfuração, ao se atingir o topo da zona produtora, o revestimento de produção é descido e cimentado. Em seguida, a zona produtora é perfurada até a profundidade final, colocando-se, então, o poço em produção com a zona totalmente aberta. Caso seja necessário, um novo revestimento ou liner de produção poderá ser assentado posteriormente, convertendo o método em um dos outros três citados. Obviamente, o método a poço aberto é aplicável somente às formações totalmente competentes: embasamentos fraturados, calcários, dolomitas e arenitos muito bem consolidados. O intervalo produtor não pode ser muito espesso, a menos que a formação produtora tenha características permoporosas homogêneas e contenha um único fluido. As principais vantagens desse método são: • Maior área aberta ao fluxo; • Economia de revestimento e canhoneio; • Minimização do dano de formação causado pelo filtrado do fluido de perfuração e da pasta de cimento, já que se pode usar um fluido de perfuração adequado para perfurar a zona produtora, após o assentamento do revestimento de produção. Quanto às desvantagens, a mais importante é a impossibilidade de se colocar em produção somente parte do intervalo aberto, visto que não são poucas vezes em que estão presentes, simultaneamente, óleo, água e gás, sendo normalmente o único interesse voltado para a produção do óleo.

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Alta Competência

b) Com liner rasgado ou canhoneado Liner é uma coluna de tubos – rasgados ou lisos – que é descida e que ficará assentada no fundo do poço e suspensa pela extremidade inferior do revestimento de produção, após a avaliação da zona de interesse e da decisão de se completar o poço. Quando o liner é utilizado, a coluna de revestimento anterior (de produção) é assentada e cimentada acima do topo da zona de interesse, prosseguindo-se posteriormente a perfuração até a profundidade final prevista.

ATENÇÃO Liner é uma seção de revestimentos ancorada no interior do poço, na última coluna de revestimentos, e que não sobe até a superfície. Há dois tipos de liners:

86

a) Liners de perfuração - são liners intermediários, descidos no poço com o objetivo de proteger uma zona de perda de circulação ou própria de pressões anormais, que comprometeriam a segurança do poço ou das operações subseqüentes da perfuração, caso permanecessem descobertas; b) Liners de produção - são usados para cobrir uma zona produtora, em complemento de uma coluna de revestimento de produção. As principais vantagens e desvantagens desse método são similares às do poço aberto, porém, com alguns acréscimos. Em relação às vantagens, cabe destacar o fato de que a completação com liner rasgado sustenta as paredes do poço em frente da zona produtora. Quanto às desvantagens, ressalta-se o fato de a completação com liner rasgado resultar em uma redução do diâmetro do poço frente à zona produtora. Esta última, embora em desuso nos poços convencionais, pode encontrar uma boa aplicação em poços horizontais.


No caso do liner com tubos lisos, ou seja, cimentado – característica que o difere do liner rasgado – as vantagens e desvantagens são similares às do revestimento canhoneado, podendo ser acrescentado nas vantagens o menor custo com revestimento, e nas desvantagens a mudança de diâmetros dentro do poço, gerando dificuldades para passagem de equipamentos. c) Com revestimento canhoneado Perfurado o poço até a profundidade final e avaliada a zona como produtora comercial de óleo e/ou gás, o revestimento de produção é descido até o fundo do poço, sendo em seguida cimentado. Posteriormente, o revestimento defronte dos intervalos de interesse é canhoneado por meio da utilização de cargas explosivas, colocando, assim, o reservatório produtor em comunicação com o interior do poço. As vantagens desse método são: • Seletividade, tanto na produção quanto na injeção de fluidos na formação; • Êxito das operações de restauração; • Diâmetro único em todo o poço; • Controle de formações desmoronáveis. E em relação às desvantagens, temos: • Custo do canhoneio; • Eficiência dependente de uma adequada operação de cimentação e canhoneio; • Redução da produtividade devido ao dano provocado nas imediações do poço por filtrado da pasta de cimento.

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Alta Competência

(a)

(b)

(c)

Métodos de completação (a) Poço aberto (b) Liner rasgado (c) Liner canhoneado

2.2.3. Quanto ao número de zonas explotadas

88

Sob este aspecto, as completações podem ser simples, seletivas ou duplas: a) Simples Caracterizam-se pelo poço possuir uma tubulação descida pelo interior do revestimento de produção da superfície até próximo à formação produtora. Essa tubulação, acompanhada de outros equipamentos, denomina-se coluna de produção. Esse tipo de completação possibilita produzir, de modo controlado e independente, somente uma zona de interesse. Cabe destacar que duas zonas podem ser colocadas em produção pela mesma coluna. Entretanto, isso não é recomendado, pois prejudica o controle dos reservatórios. b) Seletiva Neste caso, somente uma coluna de produção é descida e equipada de forma a permitir a produção de várias zonas ou reservatórios seletivamente, ou seja, uma por vez. Disso resulta o perfeito controle dos fluidos produzidos em cada reservatório, bem como a facilidade operacional de se alterar a zona em produção. Atualmente, existem válvulas de controle hidráulico ou elétrico que permitem modificar as condições de fluxo de fundo de poço, acionando-se, da plataforma de produção, método de equipagem conhecido por completação inteligente.


c) Dupla Esse tipo de completação, ainda não utilizado em poços marítimos, possibilita produzir, simultaneamente, em um mesmo poço, duas zonas ou reservatórios diferentes, de modo controlado e independente, tanto no que diz respeito a volumes produzidos como a pressões, razões gás/óleo e óleo/água etc. Isso só é possível instalando-se duas colunas de produção com obturadores (packers). (a) simples

(b) seletiva

(c) dupla

89

Tipos de completação

As principais vantagens da completação dupla são: • Produção e controle de vários reservatórios produzidos simultaneamente; • Possibilidade de produção de zonas marginais que poderiam não justificar a perfuração de poços somente para produzi-las; • Aceleração do desenvolvimento do campo; • Redução do tempo de utilização dos equipamentos e tubulações; • Liberação mais rápida do investimento para novas aplicações; • Redução do número de poços necessários para drenar as diversas zonas produtoras.

Alta Competência

As principais desvantagens da completação dupla são: • Maior dificuldade na seleção e utilização dos equipamentos, com maiores possibilidades de problemas; • Embora menos complexas;

freqüentes,

as

restaurações

são

mais

• Maior dificuldade na aplicação dos métodos artificiais de elevação.

2.3. Etapas de uma completação

90

Ao final da perfuração, o poço é abandonado temporariamente para posterior completação. As etapas seqüenciais de uma completação estão apresentadas a seguir. Vale lembrar que para realizar essas operações no poço pode ser necessária uma sonda similar a que o perfurou. As fases da completação com árvore de natal convencional, cujo método de elevação artificial utilizado é o gas-lift, são as seguintes: • Instalação dos equipamentos de segurança para controle do poço; • Condicionamento do revestimento de produção até o topo do liner, utilizando água do mar; • Condicionamento do liner e substituição do fluido nele contido por fluido de completação (FC). 2.3.1. Fases da completação As fases de uma completação típica são as seguintes: • Verificação e correção, se necessária, da qualidade da cimentação primária realizada no final da perfuração;


• Canhoneio na zona de interesse, para que o reservatório seja comunicado com o interior do revestimento de produção, permitindo produção dos fluidos do reservatório; • Avaliação das formações, através de um teste de formação a poço revestido (TFR), se solicitado; • Descida da cauda de produção, geralmente com coluna de trabalho (COT). A cauda de produção tem o objetivo de isolar a formação, possibilitando a retirada apenas da parte superior da coluna de produção numa futura intervenção, sendo que a extremidade da coluna deve se posicionar aproximadamente 30 metros acima do topo da zona de interesse; • Retirada da coluna de trabalho, com a camisa do TSR; • Instalação dos equipamentos no interior do poço para garantir a produção de forma segura e eficiente; • Instalação da árvore de natal (convencional ou molhada); • Indução de surgência para que o poço entre em fluxo, injetandose gás pelo anular. Pode-se, também, utilizar o flexitubo e injetar gás diretamente no interior da coluna.

91

Alta Competência

Fluido de completação

CCL

Cabo elétrico

R1 (3 pés) R2 (5 pés) Cimentação primária

CBL/VDL/GR/CCL

CCL

Jatos Canhão

Gás

Gás

Óleo

Óleo

Água

Água

Avaliação da qualidade da cimentação (perfis Canhoneio convencional a cabo da zona de interesse ou com coluna (TCP) CBL / VDL / CEL ou ultra-sônicos).

DHSV

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Mandris de gas-lift

Packer hidráulico Standing valve + nipple R

TSR Sliding sleeve

GÁS Óleo Água

Gás Óleo Água

Descida da cauda de produção, efetuada Equipagem do poço, com coluna para produção geralmente com coluna de trabalho. por gas-lift.


Camisa do TSR

Válvula de teste

Mandril do TSR Standing valve + nipple R

P&T

Válvula de circulação Amostrador

Packer

Gás

Gás

Óleo

Óleo Água

Água

Retirada da coluna de trabalho, com a camisa Avaliação da formação de interesse com coluna especial para TFR. do TSR.

DHSV

Cabo Elétrico

Flexitubo

Packer duplo BCS

Gás

Gás

Óleo

Óleo

Água

Água

Induzindo surgência em um poço com auxílio Poço equipado com BCS, bastando ligar de flexitubo. bomba para indução da surgência.

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Alta Competência

Válvulas de pressão fechadas

ANC e ANM’s D01, D02

ANM’s D03, DL, DA, LA, GLL

Válvula de orifício

Gás PE

P WF

Óleo

Gás Óleo

Água Água

Gás atinge a válvula operadora (poço surgente) Início da indução de surgência, com injeção de gás no anular. e a 1ª e a 2ª válvulas fecham.

94 2.3.2. Produção do reservatório ao poço Os depósitos petrolíferos existentes nas rochas-reservatórios estão sujeitos à pressão, seja da água localizada sob eles, seja do gás acumulado sobre eles ou dissolvido no óleo. Quando o poço atinge a zona petrolífera, a pressão força o óleo para o interior do poço até que o mesmo chegue à superfície. Enquanto durar a pressão, o óleo é impelido, naturalmente, para o exterior. Nessa condição, diz-se que o poço produz por surgência natural. Se a pressão do reservatório começa a diminuir, vai se reduzindo a quantidade de óleo produzida. Tão logo não haja mais força suficiente para impulsionar o óleo até a superfície, lança-se mão de recursos artificiais de elevação ou mesmo antes, para aumentar a produtividade do poço.


2.3.3. Condicionamento do revestimento e poço Na reentrada no poço, com vistas à sua completação, depois da sonda estar posicionada, retira-se a capa de abandono, limpa-se a cabeça do poço e instala-se o BOP (o mesmo utilizado na perfuração) conectando-o diretamente à cabeça de poço, com o objetivo de possibilitar o acesso ao seu interior com toda a segurança necessária para execução das demais fases. Uma vez instalado os equipamentos de segurança, condiciona-se o revestimento de produção. São descidos broca e raspador. A broca é utilizada para cortar os tampões de cimento ou mecânicos deixados no interior do poço abandonado pela perfuração. Conclui-se essa fase com a substituição do fluido que se encontra no interior do poço pelo fluido de completação (FC). O fluido de completação é, basicamente, uma solução salina, isenta de sólidos, compatível com a formação e com os fluidos nela contidos, de forma a não causar danos à formação e de fornecer pressão hidrostática no interior do poço um pouco superior à pressão estática das formações. 2.3.4. Pesquisa da cimentação primária A cimentação tem o objetivo de promover a vedação hidráulica entre os diversos intervalos permeáveis ou até mesmo dentro de um único intervalo permeável, impedindo a intercomunicação de fluidos por detrás do revestimento. Além disso, a cimentação propicia suporte mecânico ao revestimento. A pesquisa da qualidade da cimentação tem por finalidade inferir a existência ou não de intercomunicações entre os intervalos de interesse. Para avaliar a qualidade da cimentação são utilizados perfis acústicos que medem a aderência do cimento ao revestimento, e do cimento à formação. Em função da interpretação dos perfis obtidos, decide-se quanto à necessidade ou não de correção da cimentação.

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Alta Competência

Fluido Revestimento Cimento Formação Composição

Ferramenta acústica para perfilagem CBL/VDL. Respostas acústicas em diferentes meios de propagação

Fonte: Petrobras

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Perfil típico CBL/VDL/ GR/CCL para pesquisa e verificação da qualidade da cimentação


2.3.5. Canhoneio A função do canhoneio é perfurar, simultaneamente: o revestimento, o cimento que há entre o revestimento e a formação. Além disso, tem que ultrapassar a zona de invasão de filtrado que ocorre durante a perfuração e que é danificada. Feito isso, ainda irá penetrar algumas polegadas na rocha produtora. A idéia mais comum é que o canhoneio seja feito pelo disparo de projéteis contra o revestimento, mas isso não ocorre. Na verdade, o canhão é formado por cargas moldadas que, ao serem detonadas, não explodem pura e simplesmente, mas devido à geometria de sua construção concentram toda a sua potência em uma única direção, acarretando um jato de plasma com espantosa velocidade e pressão, acima de 4.000.000 psi, 272.000 atm. Os principais tipos de canhoneio são: a) Convencional As cargas são montadas dentro de recipientes que as isolam do fluido do poço à pressão atmosférica. Os canhões são descidos e disparados por cabo elétrico. b) Tubing Conveyed Perforation (TCP) O sistema Tubing Conveyed Perforation (TCP) é descido na extremidade de uma coluna de tubos e os canhões são de grande diâmetro e alta densidade de disparos. c) Thrutubing É um canhão montado para descer, com cabo elétrico, através da coluna de produção. Em alguns casos, inclusive, é disparado de dentro da coluna. A principal vantagem é que não é necessário desequipar o poço para efetuar o canhoneio.

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Alta Competência

Fonte: Petrobras

a

b

c

Tipos de canhão: Thrutubing (a), TCP (b) e canhão convencional a cabo (c). Detalhe do canhão convencional: descido c/cabo elétrico; cargas explosivas distribuídas em fase de 90°; cordão detonante interligando as cargas.

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2.3.6. Indução de surgência É o conjunto de operações que visa à redução hidrostática do fluido de completação ou de amortecimento a um valor inferior à pressão estática da formação, de modo que o poço tenha condições de surgência. Pode ser dividida em quatro grupos: • Indução através das válvulas de gas-lift; • Indução através de flexitubo; • Indução pela substituição do fluido da coluna por outro fluido mais leve; • Indução por pistoneio.


Os dois primeiros métodos trabalham com a gaseificação do fluido do interior da coluna como forma de diminuir sua hidrostática. No primeiro, o gás é injetado inicialmente no anular do poço, passando posteriormente para o interior da coluna, de forma controlada, através de equipamentos especiais instalados na coluna de produção, chamados de válvulas de gas-lift. No segundo método, o gás é injetado por uma tubulação metálica flexível, descida pelo interior da coluna de produção, gaseificando o fluido na coluna e promovendo sua elevação.

2.4. Principais componentes da coluna de produção (COP) A pressão hidrostática gerada pelo fluido de completação existente no poço impede que haja fluxo de óleo ou gás natural para o interior do poço pelos canhoneados (furos que o canhoneio fez no revestimento, cimento, chegando até a rocha-reservatório). Essa condição permite a instalação da coluna de produção. A coluna de produção (COP) é um conjunto de equipamentos específicos e de tubos enroscados, descido e instalado no interior do poço, com a finalidade de permitir um caminho, com fluxo controlável, do óleo ou gás natural no interior do poço até a superfície.

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Alta Competência

Árvore de Natal Molhada “GLL” Tubing hanger GLL com redução 4 1/2” TDS PIN X 4 1/2” EU PIN DHSV mod. “TRDP-1A-SSA”, 4 1/2” EU com linha de controle dupla Nipple “F” 3,68” Mandril de gas-lift 4 1/2” EU Revestimento de produção 9 5/8” Mandril de gas-lift 4 1/2” EU Tubos de produção 4 1/2” EU TSE com perfil “F” 2.81”

100 Packer hidráulico mod. “HHL”, 4 1/2” EU

Redução 3 1/2” EU X 4 1/2” EU Tubo de produção 3 1/2” EU Nipple “R” 2.75” Shear out tripla

Esquema de coluna de produção: poço típico de elevação por gas-lift, equipado com ANM GLL.

2.4.1. Alguns elementos da coluna de produção (COP) A coluna de produção (COP) é composta por alguns elementos como nipples, packer de produção e Tubing Seal Receptacle, a seguir descritos.


a) Nipples de assentamento Os nipples (ou perfis) de assentamento são componentes da coluna (subs) que possuem uma área polida para vedação e uma sede de travamento. Servem para alojar, numa profundidade bem definida, equipamentos para controle de fluxo ou registro de dados de poço, através de operações com arame. Há vários tipos de nipples de assentamento, classificados conforme o perfil de assentamento. Os mais usados são os nipples “R” e “F”. Fonte: Petrobras

Sede para trava do plug (Groove)

101 Área polida

Batente (no-go) Nipple F

Nipple R

Esquemas dos niplles “F” e “R” e foto do niplle-R com standing valve acima da posição de assentamento

b) Packer de produção O packer de produção ancora no revestimento, quando as cunhas são acionadas, promovendo a vedação do anular devido à energização das borrachas. O packer tem múltiplas funções: serve para compor a primeira barreira mecânica de segurança do espaço anular; proteger o revestimento (acima dele) contra pressões da formação e fluidos corrosivos; possibilitar a injeção controlada de gás pelo anular, nos casos de elevação artificial por gas-lift; permitir a produção seletiva de várias zonas por uma única coluna de produção (com mais de um packer) e, finalmente, permitir preservar a formação, desde que a extremidade inferior da COP permaneça tamponada.

Alta Competência

No uso de caudas de produção, o packer, em conjunto com o Tubing Seal Receptacle (TSR) - junta telescópica de tubos de produção - divide a COP em parte superior e cauda. Nesse caso, é posicionado de tal forma que a extremidade da coluna de produção fique aproximadamente 30 m acima do topo da formação produtora superior. Isso facilita operações por dentro da coluna (through tubing) - como a perfilagem de produção - e permite ampliações de canhoneio.

102

Os packers de produção mais usados são compostos por elementos de vedação (borrachas), elementos de ancoragem (cunhas e holddown), pinos de cisalhamento para assentamento e pinos (ou anel) de cisalhamento para desassentamento. Como são assentados por diferencial de pressão entre o interior e o exterior da coluna, exigem a obturação da coluna abaixo do packer. Daí a necessidade de shear-out, hydro trip ou standing valve assentada sobre nipple “R” ou nipple “F”. Embora testados com pressão no anular para verificar sua ancoragem e vedação no revestimento, pode ser que o packer de produção venha a falhar com o tempo. Assim, o técnico de operação de produção deve estar alerta para quaisquer pontos de falha, como por exemplo, queda da pressão de gas-lift, aumento de pressão no anular em poços surgentes ou de elevado RGL.


Fonte: Petrobras

(01) Mandril (02) Parafuso de cisalhamento para desassentamento (03) Collet Pistão anti-desassentamento o packer não desassenta com pressão na coluna (04) Elemento de vedação

(17) Anéis de travamento (16) Camisa protetora

(05) Snap latch (06) Parafuso de cisalhamento (a) (07) Cremalheira (08) Parafuso de cisalhamento (b) (09) Cone superior (10) Cunha (11) Cone inferior (12) Parafuso de cisalhamento (c) (13) Pistão atuador (14) Mandril do pistão (15) Camisa retentora

103 Foto e esquema do packer de produção: elementos de vedação (borrachas) e de ancoragem (cunhas)

c) Tubing Seal Receptacle (TSR) O Tubing Seal Receptacle (TSR) - ou junta telescópica - é usado para absorver a expansão ou contração da coluna de produção (COP), que apresenta variação térmica devido às diferentes temperaturas a que é exposta na produção ou injeção de fluidos. Geralmente, o TSR fica ao final da intervenção com uma abertura (desencamisamento) de 1,5 m suficiente para compensar a dilatação da COP. Permite, também, a retirada da coluna sem haver necessidade de desassentar o packer. A camisa do TSR é composta de um top sub, dois conjuntos de barreiras de detritos, quatro conjuntos de unidades selantes e a sapata-guia com J-slot. O mandril é composto de um perfil “F” no topo, seguido de mandril polido e bottom sub com J-pino e duas sedes para parafusos de cisalhamento.

Alta Competência

A vedação entre os dois conjuntos (camisa externa e mandril) é promovida pelo conjunto de unidades selantes sobre o mandril polido. O travamento entre os dois conjuntos, para descida ou retirada, é promovido através do J-slot existente na sapata-guia que se encaixa no J-pino (no bottom sub do mandril) e por parafusos de cisalhamento, que tanto podem ser posicionados para rompimento por tração ou compressão. Perfis de sapata guia (J-slot)

Camisa do TSR (1) Mandril do TSR (6) perfil “F”

104

(2) Barreira de detritos

EORH (*) easy-out right hand AIRH auto-in right hand AORH auto-out right hand

Área Polida

EOLH easy-out left hand

Ranhura superior (compressão) Ranhura inferior (tração) J-pino * usual em coluna de produção. ** usual em pescador de TSR.

(3) Selos (4) Orifício para colocação parafusos de cisalhamento

AILH (**) auto-in left hand AOLH auto-out left hand

(5) Sapata guia (J-slot)

Esquema do TSR (mandril, camisa e diversos tipos de sapata guia)

d) Mandril de gas-lift (MGL) e válvula de gas-lift (VGL) Esses equipamentos compõem a coluna de produção que utiliza o método de elevação artificial gas-lift, por meio de injeção contínua de gás no interior da COP, a partir do anular do poço.


O mandril de gas-lift (MGL) é um componente da coluna de produção usado como alojamento de diversos tipos de válvulas, chamadas de válvulas de gas-lift (VGL). Os MGL são excêntricos, isto é, são tubos com bolsas para assentamento das válvulas localizadas na lateral do mandril. O acesso para instalar ou retirar as VGL nos MGL só é possível com a utilização de ferramentas especiais – os desviadores – através de operações com arame. Cada MGL é enviado para a sonda com a válvula instalada e já com dois tubos curtos (pup joints) enroscados, um acima e outro abaixo do mandril. Na parte externa do mandril constam as seguintes informações: tipo do mandril, diâmetro, orifício e calibração da válvula, posição na coluna e se as conexões estão torqueadas ou com aperto manual. A montagem modulada nas oficinas em terra, com torque controlado e teste da vedação VGL x MGL com 5.000 psi, além dessas informações, aumentam a confiabilidade da instalação dos mandris. A coluna é testada depois de montada no poço com 2.000 psi ou a pressão especificada no projeto do poço. As válvulas de gas-lift (VGL) promovem a comunicação entre o anular do poço e a coluna de produção (COP), mas não permitem passagem no sentido COP para o anular. As válvulas podem ser de três tipos: • VGL de orifício: também denominada “válvula operadora”, está sempre aberta no sentido anular X coluna. Possui orifício calibrado para permitir uma vazão calculada de gás que otimize o auxílio na elevação da coluna de óleo produzido. Normalmente, é instalada no mandril mais profundo de uma coluna de elevação artificial por gas-lift. Como as VGLs são fabricadas para circular gás, não se deve circular fluido por elas com elevada vazão, correndo o risco de erodir a sede e a esfera da válvula. A prática recomenda não circular fluido pela VGL com vazão maior do que 1 bpm (42 gpm ou 159 l/m).

105

Alta Competência

• VGL de pressão: também chamada de “VGL calibrada”, serve para ajudar a aliviar o peso da coluna hidrostática durante a indução de surgência. Fica posicionada acima da válvula de orifício e é calibrada para fechar a determinada pressão no anular, quando, então, não mais permite o fluxo de gás através de si. • VGL cega: não é possível a circulação de gas-lift ou qualquer outro fluido através desta válvula. Serve para reservar uma posição estratégica na coluna para comunicação anular X coluna ou até mesmo coluna X anular, se desejado, através dos orifícios do próprio mandril. As válvulas cegas podem ser assentadas e retiradas através de operações com arame.

106 Guia de orientação do desviador

Defletor

Ressalto para travamento da válvula de gas-lift

Bolsa da Válvula de gas-lift (VGL)

Área polida superior Orifício de comunicação anular x coluna Área polida inferior

Conexão caixa inferior 4 1/2”EU ou 3 1/2”EU

Desenho, em corte, de um MGL. Alguns modelos de MGL, em corte

Fonte: Petrobras

Conexão caixa superior 4 1/2”EU ou 3 1/2”EU


Fonte: Petrobras

Trava tipo RK Bolsa lateral do mandril de gas-lift

Diâmetro de Passagem (orifício)

Gaxetas

Sede da check valve

107 check valve

Desenho, em corte, de uma VGL de orifício. Fotos, uma em corte, de uma VGL de pressão ou calibrada

e) Dispositivo ou válvula de segurança de subsuperfície (DSSS) A válvula de segurança de subsuperfície (DSSV), mais conhecida pelo nome comercial DHSV – Down Hole Safety Valve – é posicionada na coluna de produção (COP) normalmente um a dois tubos de produção abaixo do leito marinho. A DSSS tem a função de barreira mecânica de segurança para evitar erupções ou fluxos descontrolados do poço no caso de falhas dos equipamentos de segurança de superfície.

ATENÇÃO O DSSS é um dispositivo de segurança obrigatório em determinadas circunstâncias nos poços de petróleo offshore, por exemplo, poço produtor de gás surgente em lâmina d’água mais rasa que 80 m.

Alta Competência

A DSSS possibilita um fechamento quase instantâneo da COP, cessando o fluxo de óleo e/ou gás, caso algum sério problema ou falha tenha ocorrido com os equipamentos de segurança de superfície, seja árvore de natal convencional (ANC) ou árvore de natal molhada (ANM). A Norma Petrobras N-2765 – Segurança na operação de poços para explotação de hidrocarbonetos – permite a não instalação do dispositivo de segurança de subsuperfície, determinando sua obrigatoriedade e quais as situações e condições nas quais pode ser preterido. É possível operar sem DSSS em poços não surgentes para o fundo do mar ou poços isolados, mesmo quando surgentes, com RGO menor do que 300 m3/m3 (N-2765, itens 5.3.1.2, 6.2.1.2 e 7.2.1.2).

108

Fonte: Petrobras

Linha de controle

Painel de controle

Árvore de Natal Bundle hidráulico Cabeça de produção

Pistão de acionamento

Suspensor de coluna Tubo de fluxo

Linhas de controle

Mola

Sistema DHSV, constituído por:

Flapper fechada

I. Painel de controle II. Feixe hidráulico do qual faz parte a(s) linha(s) de controle da DHSV com fluido hidráulico; III. Árvore de Natal IV. Suspensor de coluna (tubing hanger). V. DHSV

DSSS para águas profundas, com câmara de nitrogênio e duas linhas de controle para acionamento


Ao pressurizar a linha de controle, a pressão aplicada através do painel hidráulico na plataforma de produção atua sobre o pistão interno de acionamento, deslocando-o para baixo. O pistão é solidário a um tubo de fluxo, ocorrendo também o deslocamento do tubo no mesmo sentido, comprimindo uma mola. No trajeto para baixo, o tubo de fluxo abre a flapper, mantendo-a assim, enquanto a resultante das forças atuantes seguir no sentido de mantê-la aberta na linha pressurizada. Em uma eventualidade ou emergência em que a linha de controle for despressurizada, o pistão, por efeito da mola, é deslocado para cima, juntamente com o tubo de fluxo, promovendo o fechamento da flapper e interrompendo a produção do poço. Foram os DSSS que salvaram a Plataforma Central de Enchova (PCE-1) da destruição total por ocasião do blowout do poço EN-19D, em 1987, quando o calor gerado no incêndio danificou as vedações dos equipamentos de superfície de todos os outros poços. f) Equipamentos reservatórios

de

subsuperfície

para

gerenciamento

dos

Para gerenciar a produção de cada reservatório (formação/zona/ intervalo) é relevante a vazão de cada fluido (óleo, água e gás) em cada intervalo, assim como a pressão e a temperatura em condições de fundo e ao longo da elevação e escoamento dos fluidos. Em poços offshore é comum a instalação de mandril de Permanent Downhole Gauge (PDG), que permite o registro contínuo de pressão e temperatura próximo da(s) zona(s) produtoras, e de sensor Transdutor de Pressão e Temperatura (TPT), para o registro de temperatura e pressão próximo da cabeça do poço (ANM). As completações inteligentes são um desenvolvimento tecnológico atual. Além dos registros de vazão, pressão e temperatura, permitem, ainda, a atuação remota de válvulas reguladoras de fluxo no fundo. Dessa forma, em completações seletivas (dois ou mais intervalos produzindo separadamente) pode-se controlar a abertura de cada intervalo de 0 a 100%.

109

Alta Competência

2.4.2. Métodos de elevação A energia de pressurização do reservatório e de elevação do hidrocarboneto até a superfície, estação ou plataforma coletora é a pressão original do reservatório, que se depleta, ou seja, se perde naturalmente conforme o mecanismo natural de pressurização. A depleção é mais rápida em reservatórios de óleo com gás em solução ou de capa de gás, e mais lenta em reservatórios com influxo de água. Quando o reservatório já não dispõe mais de energia suficiente para impulsionar o óleo até a superfície, outros recursos podem ser utilizados para atingir esse objetivo.

110

Atualmente, procura-se conservar a energia original do reservatório por meio de injeção de água, vapor ou gás no reservatório. O recomendável seria iniciar a produção do campo de óleo apenas após a instalação de um sistema de injeção e início de operação dos poços injetores em conjunto com os produtores. Enquanto existir pressão suficiente devido ao gás ou à água – um dos quais em geral predomina – o óleo é impelido à superfície em um fluxo natural. Com a redução da pressão durante a vida produtiva ou para aumentar a vazão de produção de um poço, é necessário utilizar métodos artificiais de elevação. Os métodos artificiais de elevação offshore são: • Injeção contínua de gás – gas-lift; • Bombeio centrífugo submerso – BCS. Nos poços de petróleo terrestres são utilizados, também, métodos de bombeio mecânico, por exemplo, bombas alternativas acionadas por cavalos-de-pau, isto é, mecanismo com hastes, usado para acionar a bomba submersa de extração de petróleo, bombas de cavidades progressivas (BCP) ou métodos pneumáticos alternativos.


a) Método de injeção contínua de gás – gas-lift A energia para elevação do petróleo é fornecida pela injeção de gás no poço produtor. O próprio gás obtido no processo de separação na planta de produção ou gás importado de outros campos é injetado no espaço anular existente entre a coluna de produção (COP) e o revestimento de produção, passando para a coluna de produção pelos mandris de gas-lift (MGL), com suas respectivas válvulas (VGL). A mistura do gás injetado com o fluido produzido dentro da coluna gaseifica o líquido, reduzindo a densidade e a pressão hidrostática nos canhoneados e na formação. Dessa forma, estando a coluna de líquido mais leve no interior da coluna de produção, o reservatório pode impelir o fluido (óleo, água e gás) até a superfície. b) Método de bombeio centrífugo – BCS No método de elevação por bombeio elétrico submerso, um conjunto de bombas centrífugas e motores elétricos é descido na extremidade inferior da coluna de produção e lá fica mergulhado no óleo existente no fundo do poço. Um cabo elétrico interliga o motor da bomba no fundo do poço aos transformadores de corrente na superfície, responsáveis por acionar os motores elétricos e fazer as bombas girarem. Desse modo, por bombeio, o óleo, junto com outros fluidos da formação, é elevado à superfície. O método assemelha-se ao que temos em nossas residências: uma caixa d´água no teto, uma cisterna no piso do quintal, um motor elétrico, uma bomba na área de serviço e uns tubos de PVC interligando os sistemas de água. A diferença, no caso, é que em vez de água, temos óleo; em vez da cisterna, temos o poço; em vez da caixa no teto, temos a plataforma de produção e, principalmente, o conjunto motor e bomba fica submerso. O BCS é indicado para poços que possuam um potencial de produção maior do que o obtido por elevação natural somente com a pressão disponível do reservatório e, em particular, para poços não surgentes. O BCS é mais adequado a reservatórios subsaturados, ou seja, com baixa razão de solubilidade (RS) e baixa razão gás-óleo (RGO). As bombas de fundo devem ser colocadas em profundidade abaixo da pressão de saturação para que não haja liberação de gás na admissão das bombas, evitando cavitação nas mesmas. Outro fator que limita a utilização desse método é a produção excessiva de areia.

111

Alta Competência

Árvore de Natal Convencional Adaptador “A3EC” Cabeça de produção suspensor de coluna “PBCS-C” com mandril eletrosub e perfil assent. BPV 3” Cabeça de revestimento Coluna de produção 3 1/2” EU

Revestimento de produção 9 5/8” Tubos de produção 3 1/2”EU Nipple “R” 2.75”

Conjunto BCS: - Cabeça de Descarga Flangeada - Bomba - Admissão - Selo triplo - Motor - Shroud 7”

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Liner 7”

Esquema de coluna de produção: típico poço de elevação por BCS

O conjunto de fundo da bomba BCS é composto por cinco elementos básicos e um opcional. São eles: • Motor elétrico; • Selo do motor; • Admissão; • Bomba centrífuga de fundo;


• Cabeça de descarga; • Separador de gás (opcional). Existem outros acessórios, tais como: • Camisa de refrigeração; • Cabos elétricos (o cabo redondo, o cabo chato); • Conexões elétricas (penetrador no packer duplo e mandril eletrosub no adaptador de ANC). Os equipamentos de superfície são: • Geradores elétrico ou diesel-elétricos; • Transformadores de corrente; • Variadores de freqüência; • Conectores elétricos e adaptadores para árvore de natal.

113

Alta Competência

INSTALAÇÃO DE BCS COM ANC Adaptador de teste Válvula de pistoneio (swab)

PCAB Controle

Variador de frequência

Trafo Elevador

Cabo Elétrico

Wing pneumática

Q Master hidráulica

Master manual

Pigtail superior, mandril Eletrosub e pigtail inferior

Coluna de produção

Nível dinâmico

Presilhas Cabo elétrico redondo

C. Descarga Bomba

114

Sucção

Shroud

Protetor Cabo elétrico chato Motor

Topo do liner

Esquema: equipamentos de bombeio centrífugo submerso (BCS)

Quanto às colunas de produção (COP) com BCS, no Brasil encontramse os seguintes tipos usados em operações offshore: a) Coluna com packer e DSSS No início da vida produtiva, os poços são, em geral, surgentes, adotando-se o BCS para aumentar a vazão natural dos poços. Por serem os poços surgentes, faz-se necessário, por razões de segurança, instalar packer e DSSS. A completação e as intervenções tornaram-se, então, complexas e onerosas. Todos os poços do Pólo Nordeste da Bacia de Campos foram assim inicialmente equipados.


b) Coluna com BCS Tubing Mounted Como o packer duplo usado na coluna anterior constituía ponto de falha e aumento de custos na troca de conjuntos de fundo, a Petrobras desenvolveu o conceito de BCS Tubing Mounted. Nessa configuração, o conjunto de BCS é colocado dentro de uma camisa de 7” enroscada nos tubos de produção. Abaixo desta camisa são enroscados tubos com TSR na extremidade, que se encaixam no packer da cauda de produção, dispensando o uso do packer duplo. Na configuração tubing mounted, pode-se usar MGL com VGL cega ou sub com camisa deslizante (sliding sleeve) acima do conjunto de BCS. Caso ocorra entupimento da bomba, a válvula cega é retirada ou a camisa é aberta, permitindo a drenagem da coluna na retirada desta. c) Coluna simples de BCS (sem packer e sem DSSS)

115 Com a perda de surgência dos poços, tornaram-se desnecessários tanto o packer quanto a DSSS. Isso simplificou a coluna com BCS. Tal simplificação eliminou alguns pontos de falhas e passou a permitir a retrolavagem das bombas (injeção de óleo por dentro da coluna, visando a remover sujeiras, destravando a bomba). Geralmente o conjunto de fundo fica acima do topo do liner de produção, embora já haja alguns poços com o conjunto de fundo no liner (neste caso, são usadas abraçadeiras ao invés de cintas, para prender os cabos elétricos nos tubos de produção). d) Coluna com bloco Y Como o conjunto de fundo de BCS impede a passagem de ferramentas por dentro da coluna, o registro de pressões e as perfilagens de produção exigiam intervenções com sonda, com amortecimento do poço, retirada da coluna com BCS e a descida de uma coluna de operação. Assim, foi desenvolvido o bloco Y, que permite a instalação do conjunto de BCS em uma das pernas do Y, possibilitando a passagem de ferramentas a arame ou cabo na perna alinhada com o restante da coluna de produção.

Alta Competência

Durante a produção, um tampão assentado no nipple Phoenix existente na cauda isola a perna livre do Y, enquanto o fluxo de petróleo se dá na perna com o conjunto de BCS. Para perfilagem ou registro de pressão, o tampão é substituído por um tampão para perfilagem (logging plug). Como o bloco Y impede a instalação da camisa de refrigeração, o desempenho do BCS fica, em alguns casos, prejudicado, por causa de falha de refrigeração e sobreaquecimento do motor e da bomba. Dessa forma, alguns poços estrategicamente localizados são escolhidos pela gerência de reservatórios para serem equipados com bloco Y. Todas as configurações de BCS usam nipple “R” com Stand Valve acima do conjunto de BCS a fim de que a partida do poço se dê com a coluna cheia, o que agiliza a identificação do fluxo e o ajuste de fases, se necessário. Essa standing valve é mantida na coluna, funcionando como check valve (válvula de pé) e raramente são retiradas.

116

2.4.3. Barreiras de segurança Durante a construção, manutenção e operação de um poço de petróleo ou gás, procura-se sempre dispor de duas ou mais barreiras quanto ao controle da produção dos fluidos das formações. A Portaria No 25/2002 da Agência Nacional do Petróleo (ANP) definiu “barreira” como uma separação física apta a conter ou isolar os fluidos dos diferentes intervalos permeáveis, podendo ser líquida, sólida consolidada ou sólida mecânica. A barreira líquida, que corre o risco de se deteriorar com o tempo, é constituída por uma coluna de líquido cuja pressão hidrostática seja suficiente para conter os fluidos de determinado intervalo. A coluna de fluido do próprio poço, em poços não surgentes, é considerada uma barreira líquida. A barreira sólida consolidada, que não se deteriora com o tempo, pode ser constituída por tampões de cimento, revestimentos cimentados e anulares cimentados entre revestimentos.


A barreira sólida mecânica de uso temporário pode ser constituída de tampão mecânico recuperável ou perfurável, retentor de cimento, obturadores (packers), válvulas de segurança do interior de coluna de produção e plugs ou tampões de cabeça de poço. As barreiras podem ser dos tipos: a) Operacional: disponível e atuante durante a operação no poço, por exemplo, fluido de amortecimento, lubrificadores e engaxetamento. Uma falha desta barreira é prontamente observada. b) Ativa ou de espera: barreiras disponíveis, mas necessitam acionamento externo, por exemplo, BOP e árvore de natal. Necessitam de testes periódicos de verificação. c) Passiva: barreira física independente, por exemplo, revestimento cimentado e packer de produção. d) Condicional: equipamento funciona como barreira em condições especiais, por exemplo, standing valve com fluido de completação. Durante a perfuração, completação e intervenções posteriores, constituem barreiras o preventor de erupções (BOP), a pressão hidrostática do fluido de perfuração ou de completação e os equipamentos de controle de pressão na superfície. No poço em produção, constituem barreiras no anular: o revestimento íntegro e bem cimentado, o packer de produção, os tubos e componentes da coluna e o suspensor de coluna-adaptador. No interior da coluna, formam barreiras os tubos e componentes da coluna, o DSSS, tampões assentados na coluna ou nos bores do tubing hanger, o corpo e as válvulas da árvore de natal molhada. O poço comprovadamente não surgente (isso deve ser monitorado pela gerência de reservatórios) funciona como uma barreira de segurança natural, pois basta interromper o mecanismo de elevação artificial, bombeamento ou gas-lift para o poço perder surgência.

117

Alta Competência

Em abandonos temporários de poços completados exigem-se pelo menos duas barreiras sólidas, tanto no interior da coluna, quanto no anular revestimento-coluna de produção, entre o intervalo produtor superior e a superfície. Os intervalos canhoneados também devem ser isolados entre si. Dá-se preferência a barreiras sólidas mecânicas temporárias a fim de se evitar danos de formação e riscos à integridade mecânica do poço. Importante! Durante toda a completação do poço, nas suas diversas etapas (condicionamento, pesquisa de cimentação, canhoneio e instalação da coluna de produção), a principal barreira de segurança é o BOP (Blowout Preventer). Com o poço em produção, o BOP é substituído pela árvore de natal molhada.

118 2.5. Equipamentos de superfície A cabeça de poço e os elementos de vedação entre os revestimentos que chegam até a superfície são os chamados equipamentos de superfície. Nos poços onshore, os carretéis de perfuração e a cabeça de produção compõem a cabeça do poço. Junto ao thubing hanger ou suspensor de coluna, promovem o isolamento do anular, sendo uma barreira de segurança no anular. A árvore de natal seca ou convencional é o equipamento de superfície que executa a barreira na linha de fluxo, pela coluna de produção. Esse equipamento é composto por um conjunto de válvulas, com acionamento hidráulico ou manual, dispostas em cruzeta ou em bloco. Nos poços offshore, a cabeça de poço é constituída da base guia e do alojador (housing) de alta pressão e da barreira no anular do poço. A árvore de natal molhada realiza a barreira no topo da coluna de produção. Esses equipamentos estão explicados com mais detalhes a seguir.


2.5.1. Cabeça de poço A cabeça de poço é composta de equipamentos na superfície ou no fundo do mar nos quais são ancorados os revestimentos. Além disso, suporta a árvore de natal. Nas ilustrações a seguir estão apresentados alguns tipos de cabeça de poço usados na Petrobras: Entrada do fluido hidráulico para DSSS Adaptador A - 5S Suspensor de coluna tipo extended neck Bleeder port (alívio)

Válvula DHCV*

Test port do adaptador

Prisioneiros

119 O-ring promove a vedação do anular coluna x revestimento Entrada para o anular coluna x revestimento

Cabeça de produção

Revestimento de produção 9 5/8’’

Coluna de produção

Linha de controle para DHSV

Cabeça de poço equipado com elevação por gas-lift e adaptador para árvore de natal seca. Comum em plataformas fixas e em poços terrestre de gas-lift

Alta Competência

Mandril das linhas de fluxo

Ferramenta da capa de teste Capa de teste

Base adaptadora de produção

Poste guia entrando no funil guia Cabeça do poço

120

Esquema de cabeça de poço submarina com base adaptadora de produção (BAP) e ferramenta de teste de vedação da BAP

2.5.2. Árvore de natal seca ou convencional (ANS ou ANC) As árvores de natal secas ou convencionais são usadas em completação seca, ou seja, quando a cabeça de poço e demais equipamentos de controle de fluxo são instalados acima do nível do mar e os técnicos de operação têm acesso direto às válvulas de fechamento do poço. As válvulas das ANS podem ser: • Manuais; • De acionamento remoto, hidráulicas ou pneumáticas. Nas ilustrações a seguir estão apresentados alguns tipos de árvore de natal seca ou convencional utilizadas na Petrobras.


Manômetro da ANC

Válvula de pistoneio

Bean de produção

Válvulas wing ou lateral

Cruzeta

Válvulas master

Válvulas do anular Bean de gas-lift Cabeça de produção

121 Árvore de natal seca, tipo cruzeta, usada em poços surgentes ou de produção por gas-lift Adaptador de teste Tampão protetor da haste

Válvula de pistoneto (swab)

Válvula lateral pneumática (wing pneumática) Válvula lateral manual (wing)

Válvula lateral manual (wing) Válvula controladora de fluxo (choke)

Manômetro

Bloco

Válvula mestra superior hidráulica (master hidráulica)

Válvula mestra inferior manual (master manual)

Árvore de natal seca, tipo bloco, usada em poços surgentes ou de produção por gas-lift

Alta Competência

2.5.3. Árvore de natal molhada (ANM) A árvore de natal molhada é o equipamento de superfície constituído por um conjunto de válvulas, com acionamento hidráulico e/ou manual, dispostas em bloco, usada em poço submarino. A ANM interliga-se à plataforma de produção por meio de um conjunto de linhas de fluxo e um sistema de controle interligado a um painel, com essa finalidade. A finalidade da árvore de natal molhada é controlar e orientar o fluxo de óleo na superfície e os seus principais tipos são: • Driver operated (ANM DO): operadas por mergulhadores, são árvores para poços em lâminas d´água até 150 m. Há poucas ANM DO instaladas na Bacia de Campos. Atualmente, não são mais instaladas por causa do custo das operações de mergulho.

122 • Driver assisted (ANM DA): árvores para poços em lâminas d´água até 300 m. A maior parte das válvulas é operada hidraulicamente. Os mergulhadores têm o trabalho de conexão/ desconexão das linhas de fluxo e controle hidráulico. • Diverless (ANM DL): árvores para poços em lâminas d’água até 400 m. Em tese, não haveria necessidade de mergulho para nada, sendo comandada hidraulicamente da superfície. As linhas de fluxo e controle são conectadas no fundo do mar de forma remota, pois possuem uma base especial para as linhas de fluxo. Contudo, por causa da evolução da tecnologia e do grande número de falhas que apresentaram, estão em processo de conversão para DA. • Diverless lay-away (ANM DLL): árvores para poços em lâminas d´água até 600 m. A conexão das linhas de fluxo e controle é feita na superfície, a descida das linhas é realizada em paralelo com a ANM, com o apoio de um barco especial para o lançamento das linhas. O mandril das linhas de fluxo (MFL) é um dos elementos importantes deste conjunto.


• Diverless lay-away guidelineless (ANM GLL): árvores para poços em lâminas d´água profundas (>700 m), são instaladas por unidades de posicionamento dinâmico. A conexão e lançamento das linhas de fluxo e o controle hidráulico são feitos do mesmo modo que a da ANM DLL. Fonte: Petrobras

123

Componentes do sistema de árvores de natal molhada Fonte: Petrobras

Fonte: Petrobras

Árvore de natal molhada tipo DO (Diver Operated)

Árvore de natal molhada tipo DA (Diver Assisted)

Alta Competência

Fonte: Petrobras

Fonte: Petrobras

124

Árvore de natal molhada tipo DL (Diverless Pull-in)

Árvore de natal molhada tipo DLL (Diverless Lay-Away)

Tree cap

ANM

Mandril das Linhas de fluxo - MLF

BAP Alojador 18 3/4” X 10 KPSI

Alojador 30” BUT

Árvore de natal molhada tipo ANM GLL (diverless guidelineless lay away)

Esquema de montagem conjunto ANM

Fonte: Petrobras

Fonte: Petrobras

Capa de corrosão


2.5.4. Válvulas da árvore de natal molhada A árvore de natal molhada é composta por várias válvulas cujas diferentes funções são fundamentais para o seu funcionamento adequado. As principais válvulas seguem descritas. a) Válvula master Têm esse nome por estarem situadas em um ponto da árvore de natal molhada (ANM) em que controlam todo o fluxo do poço. Se forem fechadas, todo o fluxo pela ANM cessa. Normalmente, as ANCs são equipadas com duas válvulas masters: uma inferior, manual, e uma superior, acionada hidraulicamente. Enquanto isso, as ANMs vinham sendo equipadas com Upper Master (UM), Lower Master (LW) e Annulus Master (AM). Atualmente, entretanto, são equipadas com as master da linha de surgência ou de produção de óleo (M1) e master do anular ou da linha de gás (M2). b) Wing (W1 e W2) Estas são válvulas laterais que também controlam o fluxo do poço, permitindo sua interrupção enquanto equipamentos são introduzidos no poço (exemplo: registradores de pressão e temperatura tipo amerada, operados por meio de arame). Na linha de surgência das ANCs podem ser instaladas duas wings em série: a de dentro, manual e a de fora, pneumática. c) Swab (S1 e S2) Válvula localizada no topo das ANMs, acima do ponto de divergência do fluxo. Sua função é, quando aberta, permitir a descida de ferramentas dentro da coluna de produção. Só pode ser operada durante operações de intervenção.

125

Alta Competência

Bloco de válvulas

Tree cap

Conector das linhas de fluxo e controle

Stabs hidráulicos da tree cap

S2

S1

Linhas de fluxo 4” e 2 1/2”

XO

W1 W2

Conector da ANM

Umbilical de controle

M2 M1

BAP Alojador Flow line

Tubing hanger

DHSV

126

Esquema dos componentes do conjunto ANM GLL. Destaque para sentidos de fluxos no poço e válvulas da ANM

2.6. Intervenções em poços – workover As intervenções em poços podem ocorrer durante a vida útil do poço, após a completação. Intervenções podem ser realizadas para restauração da produção, avaliação da produtividade do poço, substituição dos equipamentos de subsuperfície ou estimulação do reservatório. Nos casos de falha dos equipamentos de superfície ou de subsuperfície, a requisição da intervenção será feita pela Unidade Estacionária de Produção (UEP). Quando a intervenção previr uma operação que influencie no reservatório, estimulação ou alteração da finalidade do poço, a requisição deverá ser da equipe de acompanhamento de reservatório e de geológico. Devido aos elevados custos das intervenções em poços offshore, as operações são combinadas para otimizar os custos e o tempo de parada de produção do poço por conta da intervenção.


As principais causas geradoras de intervenção são: • Baixa produtividade; • Produção excessiva de água; • Produção excessiva de gás; • Produção de areia; • Falhas mecânicas nos equipamentos de elevação (coluna, bomba, acessórios de coluna etc.); • Falhas mecânicas no revestimento; • Avaliação dos parâmetros de reservatório. As operações de intervenção em poços se assemelham às executadas na completação do poço - após o amortecimento do poço, drenagem do gás acumulado e substituição do fluido do poço por fluido de completação, com densidade suficiente para conter a pressão estática do reservatório. A intervenção pode começar pela contenção de perdas para a formação e enchimento do poço e pela circulação de fluido para eliminar todo o óleo ou gás que possam existir no poço. Geralmente a coluna é preenchida por injeção direta, recalcando o fluido da coluna, com um excesso de fluido de completação diretamente para a formação, até se conseguir uma vazão de perda que permita circular o poço, eliminando gás e óleo existentes na coluna ou no anular da coluna de produção.

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2.6.1. Amortecimento de poços Entende-se por amortecimento de poços toda operação de manuseio de fluido de completação para dentro do poço, que resulte, interno ao poço, em uma coluna de fluido cuja pressão hidrostática (PH) em frente aos canhoneados abertos seja superior à pressão estática da formação (PE). Essa barreira hidráulica criada dentro do poço, decorrente da sobrepressão imposta (overbalance, PH - PE) impede a surgência de qualquer fluido de formação. Pode-se definir fluido de completação como sendo uma solução salina, isenta de sólidos, compatível com a formação de interesse e que não ocasiona danos de formação quando em contato.

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É essencial que o fluido de completação seja bem filtrado para não haver o tamponamento dos poros e canais da rocha por onde o óleo escoa, o que traria danos irreparáveis ao poço, com perda de produtividade. Uma correta composição química do fluido é fundamental, pois a reação dos íons presentes no fluido com os argilominerais da rocha pode causar o inchamento destes, provocando danos severos. O fluido de completação, além de ter a função de amortecer o poço, possibilita circular fluido no poço. Isso é de fundamental importância, por exemplo, em operações como cimentação ou limpeza de fundo, em que é necessário trazer os detritos até a superfície. As pressões estáticas (PE) das formações, por sua vez, podem ser classificadas como: • Normais; • Anormalmente altas; • Anormalmente baixas. As pressões normais são aquelas cuja hidrostática corresponde a uma coluna de água dentro do poço, sem adição de qualquer sal, sendo a situação mais freqüente a encontrada nos poços exploratórios descobridores de novas acumulações de hidrocarbonetos.


As pressões anormalmente altas são aquelas cujo peso específico do fluido equivalente é superior ao da água supersaturada e as anormalmente baixas, quando inferior ao da água doce. As pressões anormalmente altas, em geral, estão relacionadas com reservatórios de pequenas dimensões ou que tenham sofrido efeitos tectônicos elevados, ainda não explotados, gerando pressões elevadas. A depleção (razão de queda das pressões originais) nesses reservatórios de pequenas dimensões pode ser verificada em testes de formação (TF ou TFR). Outras situações em que podem ser encontradas pressões anormalmente elevadas são em processos de recuperação avançada, como por exemplo, em injeção de água ou gás. As pressões anormalmente baixas são bastante freqüentes nos reservatórios em fase avançada de explotação, sem sistemas de injeção de água ou gás que consigam manter ou recuperar a pressão das formações. É comum encontrar essa situação nas atividades de workover para manutenção de produção. Para se conseguir uma determinada pressão, em uma determinada profundidade vertical (em frente aos canhoneados), somente um parâmetro do fluido pode ser trabalhado, ou seja, seu peso específico. Para se determinar o peso específico do fluido que deve ser utilizado, basta conhecer a pressão estática da formação, a profundidade vertical dos canhoneados e o gradiente geotérmico da área, já que o aquecimento do fluido de completação ocasiona a diminuição de seu peso específico. Quanto maior o peso específico do fluido a ser utilizado para amortecimento, maiores serão os custos envolvidos, tendo em vista que será necessária a utilização de sais especiais. Por outro lado, existem poços com pressões bastante baixas, cujo amortecimento não pode sequer ser feito com água, mantendo o nível do fluido na superfície. Nesse caso, ou se utiliza um fluido mais leve (diesel, óleo morto, fluido gaseificado etc.) ou se controla o decaimento do nível do fluido (com sonolog) até o ponto em que o poço não receba (beba) uma vazão considerável de fluido, o que poderia dificultar os procedimentos operacionais subseqüentes.

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Dependendo dos equipamentos que estão internos ao poço, variam-se as formas de amortecê-lo. Essas formas podem ser classificadas em: • Circulação reversa; • Injeção direta; • Segregação gravitacional.

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Nas formações depletadas, havendo somente a necessidade de substituição da coluna de produção sem a retirada da cauda, podese amortecer o poço por circulação reversa, instalando também uma barreira mecânica na cauda, para que o poço não beba. Havendo necessidade da retirada da cauda, com um indicativo de que a formação vai beber muito, pode-se fazer um combate à perda. Esse combate pode ser pelo embuchamento da formação com calcita (que depois é removida com ácido clorídrico), com tampão de sal (que depois é dissolvido pela própria água produzida) ou até com tampões de gel reticulado (que depois acabam se degradando pela ação da temperatura). • Circulação reversa O tipo mais comum de amortecimento é por circulação reversa. Neste caso, é necessário haver um ponto de comunicação entre a coluna e o anular, que pode ser um mandril de gas-lift, uma sliding sleeve ou até mesmo um TSR desencamisado. Uma vez estabelecida a comunicação, bombeia-se o fluido de completação pelo anular, com retorno do óleo ou gás pela coluna até encher todo o poço e coluna com o fluido de amortecimento.


• Injeção direta Se não houver a possibilidade de amortecer o poço por circulação reversa (por falta de ponto de comunicação, perda para a formação etc.), o poço pode ser amortecido por injeção direta, isto é, recalcandose o óleo e o gás que estão na coluna de volta para a formação. Neste caso, há dois efeitos indesejáveis: • O primeiro é que nem todas as formações aceitam bem esse retorno e, mesmo assim, acabam por beber algum fluido, já que por ser mais pesado que o óleo é impossível recalcar todo óleo com fluido de completação sem que haja uma segregação, o que faz com que uma parte do óleo sempre corte o fluido. • O segundo é que este óleo que fica sobrenadante sempre possui uma porção de gás em solução que, ao se liberar, faz com que apareça uma pressão na cabeça do poço, sendo que na maioria das vezes é muito demorado (às vezes até impossível) recalcar todo gás e eliminar essa pressão para se poder iniciar a intervenção. Nos poços equipados com BCS, nos quais a coluna não vai até o fundo do poço, inviabilizando a circulação reversa ou nos que o BCS não permita a retirada da standing valve da cauda, inviabilizando a injeção direta, utiliza-se o amortecimento por segregação gravitacional. Esse método nada mais é do que uma circulação reversa, porém, em uma altura distante do fundo do poço. Faz-se a circulação à baixa vazão. Parte do fluido que sai do anular e entra na coluna sobe, circulando normalmente. A outra parte, porém, acaba cortando o óleo, por ser mais denso, fazendo com que este óleo suba até a superfície. Embora esse método seja eficiente, o tempo despendido para o amortecimento é muitas vezes maior do que a circulação reversa pura e simples.

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Poços excessivamente depletados não podem ser amortecidos e mantidos cheios sem que haja um combate à perda, na maioria das vezes danosa à formação. Se houver necessidade de circulação, não resta outra saída senão efetuar esse combate, ou a utilização de flexitubo. Assim, se não houver necessidade de encher o poço, o mais vantajoso é deixá-lo no seu nível estático. Nesse caso, usa-se o sonolog, que é um aparelho que mede o nível de fluido no poço através do tempo de propagação e reflexão de um pulso sonoro (eco) para verificar o nível do fluido no poço. 2.6.2. Estimulação do reservatório ou restauração da produção – acidificação Uma acidificação, dependendo do seu objetivo, pode ser uma estimulação (fraturamento ácido) ou uma restauração (acidificação de matriz).

132 É considerada estimulação quando o objetivo é aumentar a produtividade da formação e é considerada restauração quando visa remover um dano induzido na formação durante as fases anteriores, perfuração, completação ou produção do poço. Na acidificação de matriz, ao contrário do fraturamento ácido, a injeção é feita com pressão inferior à pressão de quebra da formação. Uma acidificação de matriz somente é efetiva em formações de permeabilidade regular a boa (o valor de permeabilidade varia, dependendo da região e do campo). Para formações de baixa permeabilidade, o mais indicado é o fraturamento, que pode ser convencional ou ácido, em função da quantidade de carbonatos presentes. Normalmente o fraturamento ácido é utilizado como método de estimulação em formações com grande quantidade de carbonatos. A composição básica de um fluido acidificante para acidificação de matriz é: água, ácido, inibidor de corrosão, surfactante e agente divergente.


Logo após uma acidificação (fraturamento ácido ou acidificação de matriz) poço produtor, o ácido deve ser retirado da formação, para evitar que produtos danosos se formem (precipitados insolúveis), prejudicando-a, ou que o ácido seja produzido junto com o petróleo, provocando corrosão nas linhas ou equipamentos de produção. Em poços de injeção ou de descarte, o ácido deve ser deslocado para bem longe das imediações do poço. Isso é feito com um elevado volume de fluido de deslocamento. 2.6.3. Estimulação do reservatório – fraturamento hidráulico O fraturamento hidráulico foi introduzido na indústria do petróleo em 1948, nos Estados Unidos, e a partir de 1954, na União Soviética. Atualmente, por sua eficácia, é uma técnica bastante empregada no mundo inteiro. Na Petrobras, operações de fraturamento hidráulico têm sido executadas rotineiramente para estimulação de reservatórios de baixa permeabilidade. Os primeiros trabalhos de fraturamento eram executados com pequenos volumes de fluido (menos de 1.000 galões), baixas concentrações de areia (0,5 a 1lb/gal) e baixas vazões de bombeio (2 a 4 bpm). Com a evolução dos equipamentos e a introdução dos fluidos de alta viscosidade à base de goma guar e de outros polímeros, é comum o tratamento com vazões de 10 a 50 bpm e concentrações de areia até de 15 lb/gal de fluido. Recentemente, nos Estados Unidos e também na Alemanha, têm sido realizados os chamados Massive Hydraulic Fracturing (MHF) com objetivo de produzir gás de reservatórios com permeabilidade muito baixa (0,1 mD ou menos). Nesses fraturamentos gigantes são bombeados volumes de 200 a 500 mil galões de fluido e entre 250 e 500 toneladas areia.

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Outros processos de fraturamento das formações já foram pesquisados. Inicialmente, foram feitas experiências com a utilização de explosivos líquidos e, mais tarde, com o emprego da energia nuclear. Por causa dos altos riscos e custos envolvidos, até agora nenhum outro método se mostrou competitivo. O fraturamento hidráulico, juntamente com a acidificação, continuam sendo os mais eficazes métodos de estimulação empregados na indústria petrolífera.

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O fraturamento hidráulico pode ser definido como um processo no qual um elevado diferencial de pressão, transmitido pelo fluido de fraturamento, é aplicado contra a rocha-reservatório até a sua ruptura. A fratura, que é iniciada no poço, propaga-se através da formação pelo bombeio de um certo volume de fluido viscoso acima da pressão de fraturamento. Para se evitar que a fratura induzida feche ao cessar o diferencial de pressão aplicado, um agente de sustentação (normalmente areia) é bombeado junto com o fluido de fraturamento, criando um caminho preferencial de elevada condutividade, que irá facilitar o fluxo de fluidos do reservatório para o poço (ou vice-versa). No fraturamento de rochas calcárias, em que são utilizadas soluções ácidas como fluido fraturante, muitas vezes é dispensável o uso de agentes de sustentação. Nesses casos, a dissolução irregular das faces da fratura formará os canais de alta capacidade de fluxo. Agente de sustentação Blender Bombas

Fluido de fraturamento

Fratura Agente de sustentação

Zona de interesse

Fluido de fraturamento

Processo de fraturamento hidráulico


O fraturamento não altera a permeabilidade natural das rochasreservatório. O Índice de Produtividade dos poços aumenta pelas seguintes razões: • Modifica o modelo do fluxo do reservatório para o poço. O fluxo passa a ser linear dentro da fratura e nas proximidades, e “pseudo-radial” mais distante da fratura. Como se pode deduzir, uma área maior do reservatório é exposta ao fluxo para o poço. O fluido passa a percorrer caminhos de muito menor resistência ao fluxo; • Quando há danos à formação, a fratura ultrapassa a zona com permeabilidade restringida próxima ao poço; • Existe, ainda, a possibilidade da fratura atingir uma área do reservatório mais distante do poço, com melhores condições de permo-porosidade; • Em reservatórios lenticulares (seções produtoras de pequenas espessuras, intercaladas por folhelhos), a fratura criada poderá atingir zonas não previamente conectadas ao poço, colocandoas em produção; • Em reservatórios naturalmente fraturados, uma fratura induzida hidraulicamente também poderá interconectar fissuras naturais em quantidade suficiente para aumentar a produção. Além de incrementar o Índice de Produtividade dos poços, o fraturamento pode contribuir para o aumento da recuperação final das jazidas. O efeito das fraturas induzidas no fator de recuperação dos reservatórios depende de muitos elementos, sendo os mais importantes: a permeabilidade da formação e a orientação da fratura com relação à área de drenagem (melhores resultados são conseguidos quando a fratura se desenvolve paralela à maior dimensão dessa área).

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Em reservatórios de alta permeabilidade, o fraturamento pode aumentar a vazão dos poços, contribuindo, assim, para melhorar o fluxo de caixa. No entanto, possui pouca influência no fator de recuperação. Em reservatórios de baixa permeabilidade essa influência pode ser bastante significativa. Tanto o fluido de fraturamento empregado quanto o agente de sustentação têm função preponderante na qualidade final do tratamento. Os fluidos de fraturamento podem ser à base água ou à base óleo, sendo compostos basicamente de: • Água (base água) ou diesel (base óleo); • Agente gelificante (goma guar, HPG etc.);

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• Reticulador; • Quebrador de gel; • Aditivo controlador de perda de filtrado; • Desemulsificante. Os fluidos de fraturamento devem possuir uma série de características desejáveis: • Baixa viscosidade, quando estiver na tubulação dentro do poço, para diminuir a perda de carga por fricção, diminuindo a potência das bombas injetoras, o que diminui o custo do fraturamento; • Deve possuir grande poder de sustentação, para que o agente de sustentação carreado para a fratura não se decante, o que prejudicaria bastante a condutividade da fratura, bem como este poder de sustentação não pode ser muito suscetível à temperatura da formação, já que a área de contato do fluido com a formação é grande e o seu aquecimento muito rápido;


• Deve resultar baixo coeficiente global de filtração (do fluido para as formações), já que quanto maior este coeficiente, maior o volume de fluido a ser bombeado para a execução de uma mesma fratura; • Ao término do bombeio, deve se degradar (quebrar o gel) somente após o completo fechamento da fratura sobre o agente de sustentação. Caso contrário, ocorreria também a decantação do mesmo, prejudicando a condutividade da fratura; • Não deve depositar uma quantidade significativa de resíduos nas paredes da fratura, por exemplo, resíduos que são provenientes do gelificante, do reticulador, do aditivo controlador de filtrado, pois essa deposição também prejudicaria a condutividade da fratura. Os tipos de agentes de sustentação mais empregados são: areia selecionada e bauxita. A escolha do tipo de agente de sustentação (areia ou bauxita), a sua granulometria (8/12, 12/20, 16/30 ou 20/40 Mesh) e a quantidade a ser empregada por unidade de área de fratura (libras de areia por pé quadrado de fratura) são função da condutividade adimensional de fratura que se deseja, considerando a permeabilidade do reservatório que está sendo fraturado e o estado de tensões presente. O estado de tensões da rocha-reservatório é muito importante na escolha do tipo de agente de sustentação, pois após o fechamento da fratura o agente de sustentação estará sujeito às tensões de confinamento. Quanto maiores essas tensões, menores as condutividades de fratura resultantes. De uma forma simplista, temse a utilização de areia selecionada para menores profundidades (e, portanto, menores tensões de confinamento) e de bauxita para as maiores profundidades (e maiores tensões). No Brasil, pelo alto custo de aquisição da areia e por questões de degradação ambiental, utiliza-se quase exclusivamente bauxita.

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As operações de fraturamento são executadas com bombas especiais para alta pressão. O fluido de fraturamento é succionado dos tanques de estocagem para o equipamento de mistura (blender), onde é feita a dosagem dos produtos químicos e do agente de sustentação. A mistura é bombeada para a sucção das bombas de alta pressão e daí é injetado na formação, através da coluna ou do próprio revestimento. Para a execução dos trabalhos de estimulação de poços, a Petrobras mantém contratos com companhias de serviço especializadas. 2.6.4. Operações com arame

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Uma vez descida a coluna de produção e instalada a árvore de natal, ainda assim se pode fazer um grande número de operações no poço, utilizando-se as unidades de arame. Essas unidades são constituídas de um módulo de força, com um motor diesel acionando um motor hidráulico, e este, através de mangotes, transferindo a potência para o módulo de operação. O módulo de operação, por sua vez, é composto por uma unidade de acionamento hidráulico, um guincho, um sistema de medição de comprimento de arame (odômetro) e um sensor de peso do arame. Os arames normalmente empregados são os de 0,092” e 0,125”de diâmetro. Há, também, unidades de cabo de aço; porém, utilizandose cabo, não se consegue vedação no stuffing-box, já que o cabo não é liso. Isso inviabiliza a utilização de cabo em poços com pressão. As operações de arame podem ser feitas se houver pressão na cabeça, inclusive se o poço estiver em fluxo. Para tanto, monta-se sobre a árvore de natal o seguinte aparato: • Na base, um “tê” de fluxo, que é um tubo com uma bifurcação, para permitir bombear ou produzir qualquer fluido pela sua derivação. Este “tê” de fluxo deve ter válvulas de fechamento em todos os seus ramos. • Sobre o “tê” de fluxo é montado o BOP de arame, que serve para fechar o poço em caso de emergência.


• Sobre o BOP é montado o lubrificador, que é uma câmara onde se aloja o botton hole assembly (BHA), composição dos equipamentos que descerão no poço durante a montagem e desmontagem. • Finalmente, sobre o lubrificador, fica posicionado o stuffingbox, que nada mais é que um jogo de gaxetas (stripper), servindo para manter a vedação em volta do arame, enquanto é descido ou retirado do poço. Fonte: Petrobras

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Unidade de arame (sistema de medição e bobina de arame)

São inúmeras as operações com arame, dentre as quais podemos citar: • Abertura e fechamento de sliding sleeves; • Substituição de válvulas de gas-lift; • Assentamento ou retirada de standing valves ou plugs nos nipples; • Substituição de DHSV insertáveis danificadas; • Descida de registradores de pressão, do tipo amerada, para execução de testes de produção (TP); • Gabaritagem de coluna e checagem do fundo do poço para verificar a viabilidade de canhoneio, perfilagem etc.;

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• Estampar ou coletar amostras do fundo do poço ou de qualquer obstrução da coluna; • Perfurar a coluna de produção. Fonte: Petrobras

Fonte: Petrobras

Unidade de arame (guincho)

Fonte: Petrobras

Fonte: Petrobras

Fonte: Petrobras

Fonte: Petrobras

Fonte: Petrobras

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Painel da unidade de arame (guincho) cabinada

A B

C

D

Trem de WL (wireline) (A) Barra de peso e soquete superior (B) Barras de peso e emenda articulada (joelho) (C) Barras montadas com joelho (D) Conector rápido (E) Trem de arame montado

E


2.6.5. Operações com flexitubo Trata-se de um tubo de aço, com diâmetro externo (OD) de 1” a 1.3/4” (os mais utilizados no Brasil), com comprimento suficiente para operar em todo o poço, e que fica enrolado em um carretel especial. O aparato completo inclui, além do carretel com o tubo, uma unidade de força, com um motor diesel e hidráulico; uma cabine de comando, de onde se tem o controle de comprimento (odômetro), peso, vazão e pressão; e um equipamento de cabeça de poço, que inclui o injetor, que coloca o tubo para dentro do poço; um BOP que se fecha sobre o flexitubo, um lubrificador e um stuffing-box. O flexitubo pode operar tanto em poços com coluna de produção quanto em poços sem coluna, sendo que a sua grande vantagem é a não-necessidade de desequipar (e nem amortecer) o poço para operar.

141 Entre as operações comumente efetuadas com flexitubo estão: • A indução de surgência com nitrogênio; • A divergência de produtos químicos durante as estimulações; • A remoção de areia do fundo do poço; • Remoção mecânica de incrustação de colunas; • Abandono de intervalos por cimentação; • Corte de “peixes” dentro da coluna; • Corte de cimento abaixo da extremidade da coluna com uma broca especial que se abre ao sair da coluna; é acionada por uma turbina de fundo para girar e depois se fecha para passar novamente pela coluna; • Perfuração de poços laterais (lateral drilling).

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Fonte: Petrobras

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Unidade completa de FT, com injetor (1), unidade de força (2), carretel (3) e cabine de controle (4)

2.6.6. Operações com nitrogênio O nitrogênio é utilizado para aliviar o peso de uma coluna hidrostática, para os mais variados fins. É fornecido no estado líquido (N2 criogênico), pois só assim pode ser bombeado às altas pressões requeridas, normalmente acima de 3.000 psi (seria necessário um compressor monstruoso para comprimi-lo até esses níveis de pressão). Após ser bombeado, passa por um trocador de calor que o aquece, passando dessa forma para o estado gasoso, sem, no entanto, perder pressão. O volume, obviamente, se expande. Dessa forma, o nitrogênio é injetado no poço, seja através do anular e mandris de gas-lift ou através de um flexitubo. Na injeção pelo anular, inicialmente o gás é bombeado da plataforma até o nível máximo de pressão possível. Só então se entra com a unidade de N2. A utilização de N2 faz com que não seja necessária a colocação de diversos mandris de gas-lift (MGL) na coluna para a indução de surgência do poço. Como exemplo, existem poços mais antigos na E&P-BC com até 10 (dez) MGLs. Atualmente, utiliza-se no máximo 3 (três).


Na injeção pelo flexitubo, o N2 é bombeado pelo interior até a sua extremidade, gaseificando o anular flexitubo X coluna de produção, diminuindo a pressão hidrostática e permitindo a reação da formação. Note que é imprescindível que o gás bombeado pelo interior do flexitubo seja um gás inerte, como é o N2, por motivos de segurança, já que um grande comprimento do flexitubo permanece na superfície, enrolado no carretel. Um furo poderia ocasionar um acidente de graves proporções, se estivesse sendo bombeado, por exemplo, gás natural. 2.6.7. Operações com cimento na completação e em workover As intervenções com cimento são a compressão ou squeeze e a recimentação, ambas descritas a seguir. a) Compressão de cimento

143 A compressão ou squeeze de pasta de cimento é uma operação muito freqüente, normalmente empregada com os seguintes objetivos: • Corrigir a cimentação primária; • Reduzir ou eliminar a produção de fluidos indesejados; • Tamponar canhoneados em zona produtora para abandono ou recanhoneio seletivo; • Reparar vazamentos em revestimento. A pasta de cimento é uma dispersão constituída de água, partículas sólidas de cimento e aditivos. As dimensões dessas partículas não permitem sua passagem pelos poros de rochas permeáveis com menos de 100 mD de permeabilidade, a menos que existam fraturas naturais. Ao se comprimir a pasta contra uma rocha permeável ocorre um processo de filtração com deposição de reboco e penetração do filtrado na rocha, a não ser que a pressão exercida seja suficiente para fraturar a formação.

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Por não haver qualquer vantagem para o sucesso da operação em se fraturar a formação, muito pelo contrário - tal prática introduz riscos desnecessários como a própria comunicação entre zonas que se pretendia isolar - deve-se preferencialmente, realizar a compressão de cimento a baixa pressão, ou seja, utilizando pressões de trabalho inferiores a pressão de fratura.

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Nas operações de baixa pressão é de fundamental importância que os furos e cavidades a serem preenchidos com cimento estejam devidamente limpos. Geralmente, tais furos estão cheios de borras, asfaltenos, reboco do fluido de perfuração e outros detritos. Existem vários processos de limpeza dos furos como pistoneio tradicional, pistoneio por impacto, limpeza química e utilização de ferramentas de lavagem. O fluido de completação presente no poço deverá ser comprimido e filtrado para a formação porosa, de forma que o cimento deslocado ocupe as cavidades e furos a serem cimentados. Sendo assim, a operação só é possível utilizando fluido limpo, não formador de reboco e isento de sólidos. O deslocamento da pasta de cimento até a posição desejada é geralmente feito por injeção direta pela coluna de operação ou pelo deslocamento de um tampão hidrostaticamente balanceado. Uma vez posicionada, a pasta é comprimida em intervalos regulares para diversos níveis de pressão. O reboco de cimento depositado na parte mais permeável da formação funciona como agente divergente, levando a pasta a filtrar-se contra intervalos menos permeáveis expostos. Quando toda a formação em contato com a pasta estiver impermeabilizada por esse processo de desidratação, obtendo-se uma filtração nula para o nível de pressão aplicado. Na superfície, o registro de uma carta de pressão permite o acompanhamento da operação. As quantidades de cimento efetivamente necessárias para cumprir as finalidades de uma compressão são geralmente muito pequenas. Normalmente utilizam-se volumes maiores, de forma a facilitar a mistura, evitar a contaminação e permitir o deslocamento da pasta até a posição desejada. Em operações feitas sem o fraturamento da formação, esse volume varia normalmente entre 3 e 10 bbl, dependendo do diâmetro do poço, profundidade e objetivo do trabalho e raramente excede a 15 bbl. Durante a etapa de compressão,


administra-se o volume disponível de pasta a ser injetado, de forma a não permitir que os furos ou cavidades que se pretendem tamponar fiquem lavados ou descobertos.

Deslocamento da pasta

Posicionamento do tampão balanceado

Compressão da pasta

Técnica do tampão balanceado

20 Pressão X 100

16 12 8 4 0 c

20 40

50

80 100 120 140

Carta de pressão

O desempenho de uma pasta depende, basicamente, das características do cimento, temperatura e pressão a que o mesmo é submetido, concentração e tipo de aditivos, razão água-cimento, ordem e energia de mistura. Uma série de testes laboratoriais devidamente padronizados para poços de petróleo é realizada com o objetivo de verificar o comportamento da pasta em cada tipo de operação e nas condições de fundo de poço.

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Alta Competência

Os principais testes são: tempo de espessamento, perda de fluido, reologia, água livre, resistência compressiva e estabilidade. Para a maioria das operações na fase de completação, uma pasta deve apresentar baixos valores de viscosidade, filtrado, água livre e decantação de sólidos. Para adequar as propriedades e o desempenho da pasta a uma variada gama de situações de operação, são utilizados diferentes tipos de aditivos que devem ser adequadamente adicionados à pasta e testados em laboratório. Os principais aditivos são: aceleradores e retardadores de pega, controladores de filtrado, dispersantes, estendedores, adensantes e controladores de perda de circulação. b) Recimentação

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A cimentação primária destina-se, basicamente, a propiciar suporte mecânico ao revestimento, bem como promover a vedação hidráulica entre os diversos intervalos permeáveis, impedindo a intercomunicação de fluidos por detrás do revestimento, no espaço anular. A existência de um efetivo isolamento hidráulico é de fundamental importância técnica e econômica, garantindo um perfeito controle da origem ou destino dos fluidos produzidos ou injetados. A não-observância desse requisito pode gerar diversos problemas como a produção de fluidos indesejáveis, testes de avaliação das formações incorretos, prejuízo no controle dos reservatórios e operações de estimulação mal sucedidas, inclusive com possibilidade de perda do poço. A avaliação da qualidade da cimentação é feita mediante a interpretação de perfis acústicos corridos no poço. Pela análise desses perfis se detecta a posição do topo de cimento no anular, intervalos de revestimento livre e presença de canalizações. Normalmente, uma recimentação é indicada para os casos de correção de cimentação em que há fortes indícios de se obter sucesso na circulação da pasta, pois neste tipo de operação o cimento não é comprimido e sim circulado por detrás do revestimento, de maneira análoga à cimentação primária do revestimento.


O intervalo a ser recimentado, após ser devidamente detectado e selecionado, é canhoneado na sua parte superior e inferior, de modo a permitir a circulação da pasta. Um retentor de cimento é então assentado um pouco acima dos canhoneados inferiores. O retentor de cimento é um equipamento assentado a cabo elétrico através da expansão e fixação de cunhas e energização do elemento ou borracha de vedação. Quando uma ponteira (stinger) colocada na extremidade da coluna de operação se encaixa no retentor, há o deslocamento de uma camisa que permite a abertura e o Retentor de cimento fechamento da comunicação com os canhoneados inferiores. Uma Canal vez assentado, o retentor não pode ser reutilizado. Para a sua remoção, utiliza-se broca. +

+

Cimento

Uma vez estabelecida a circulação por detrás do revestimento, a limpeza do espaço anular ou dos canais é realizada, através da circulação à alta vazão de colchões lavadores e grande volume de fluido. A total remoção de lama e reboco é uma etapa fundamental para o sucesso de uma recimentação. O volume de pasta necessário para a operação deve ser calculado e preparado em função do caliper do poço e do comprimento do intervalo a ser cimentado. Após o deslocamento da pasta, o stinger é desencaixado, impedindo comunicação com os furos inferiores. Uma circulação reversa pela coluna de operação é efetuada para limpeza de algum provável excesso de pasta vindo dos furos superiores. Geralmente é necessária a compressão de mais cimento nos furos superiores, para completa vedação.

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Alta Competência

(1) Cunha superior

(2) Pinos de cisalhamento

(3) Anel de travamento

(4) Elemento de vedação

(5) Rosca cremalheira

(6) Pinos de cisalhamento

Collet

(7) Cunha interior

148 (8) Camisa interna (9) Anéis de vedação

Rosca para conexão do ponto fraco

Retentor de cimento (cement retainer)

2.6.8. Perfilagem de produção Operações de perfilagem consistem em transitar pelo poço sondas elétricas com diversas finalidades, para obter dados e informações de reservatório e de produção do poço. A ferramenta Production Logging Tool (PLT) pode fornecer os seguintes perfis: • Perfil de fluxo contínuo (continuous flowneter); • Gradiomanômetro; • Perfil de medição de densidade do fluido (fluid densitymeter);


• Perfil composto com caracterização de fluido (Hidrolog); • Perfil de temperatura. a) Perfil de fluxo contínuo (continuous flowmeter) São perfis que registram continuamente a rotação de palhetas centralizadas da ferramenta. A rotação das palhetas é função da velocidade de fluxo do fluido dentro do poço, da velocidade, do sentido de movimentação do cabo elétrico (descendo ou subindo) e da viscosidade dos fluidos. O objetivo principal do perfil é determinar qual a velocidade de fluxo dos fluidos em cada seção do poço e, por diferença, determinar a contribuição de cada intervalo, já que a vazão de produção na superfície é conhecida. A forma de analisar o perfil é determinar qual a velocidade do cabo que resulte em rotação das palhetas igual a zero. Para que a velocidade relativa seja igual a zero não pode haver movimento relativo entre a ferramenta e o fluido produzido, portanto a velocidade do cabo é a própria velocidade do fluido. Como seria bastante trabalhoso (ou mesmo não operacional) ficar alterando a velocidade do cabo em cada trecho de interesse entre os canhoneados abertos, de forma a se encontrar a rotação das palhetas igual a zero, é mais simples efetuar três manobras de descida e subida, com velocidades de cabos diferentes entre cada manobra e plotá-los num gráfico em cuja abscissa está a velocidade do cabo (Vcabo) e na ordenada, a rotação das palhetas (RPS). Traçando-se uma reta pelos pontos obtidos, pode-se extrapolar e encontrar a velocidade do cabo que resulte rotação zero para cada trecho de interesse. Como é sabido que a velocidade de fluxo é igual a zero abaixo de todos os canhoneados – caso não se tenha nenhum tipo de vazamento através de tampões mecânicos assentados para isolamento de canhoneados abertos mais abaixo – e a vazão total de produção na superfície também é conhecida, é possível definir a contribuição na produção de um único fluido (geralmente, óleo) de cada intervalo. Esse procedimento também pode ser adotado para poços injetores de água, para determinar qual a parcela recebida em cada intervalo.

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Alta Competência

O perfil flowmeter corrido isoladamente, sem outras informações, somente pode informar a contribuição de cada intervalo se estivermos trabalhando com um único fluido. Caso esteja presente a produção de dois fluidos, mais um perfil é necessário para informar, além da contribuição de cada intervalo, qual a percentagem de cada fluido. b) Gradiomanômetro Esse perfil registra continuamente a densidade da mistura de fluido dentro do poço, em função da profundidade, através da medição de pressão em dois pontos distintos, afastados de dois pés. Sua resolução é de cerca de 0,01g/cm3.

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A diferença de pressão registrada é função da soma da coluna hidrostática com as perdas por atrito e a diferença do efeito cinético entre os dois foles de medição de pressão. Como em velocidades normais de fluxo o efeito do atrito não é muito grande e o efeito cinético nos foles é normalmente desprezível, a diferença de pressão é reflexo da própria densidade do fluido. Cuidados especiais devem ser tomados com poços direcionais, já que o ângulo de inclinação do poço em cada ponto irá afetar a diferença de pressões. Portanto, é necessário corrigir essas leituras, dividindo-se os valores do perfil pelo cosseno do ângulo de desvio do poço. Resumindo, pode-se dizer que caso o poço esteja produzindo somente dois fluidos (óleo e água, óleo e gás, ou gás e água) é possível determinar a contribuição e percentagem de cada fluido, em cada intervalo aberto para produção, correndo-se simultaneamente o perfil flowmeter e o perfil gradiomanômetro. c) Perfil de medição de densidade do fluido (Fluid density meter) Este perfil apresenta a densidade do fluido que passa por dentro da própria ferramenta (amostra de 4” por ½” de diâmetro) através de um sistema radioativo semelhante, embora não igual, ao dos perfis que medem a densidade da formação a poço aberto. A resolução do perfil, em condições normais de velocidade do cabo e constante de tempo, é melhor que 0,02g/cm3 e não precisa ser corrigido pelo desvio do poço, pois as medidas de densidade não são afetadas por isto.


É interessante ressaltar, porém, que em fluxos multifásicos é usual que o fluido mais leve vá pelo centro do conduto, enquanto o mais pesado vá pelas paredes do poço. A ferramenta, sendo centralizada, costuma medir uma densidade menor que a real. Por outro lado, em poços direcionais com desvio muito acentuado, os centralizadores podem não conseguir impedir certa descentralização da ferramenta. Conseqüentemente, a medição da densidade fica mais afetada pelo fluido mais pesado. d) Perfil composto com caracterização do fluido (Hidrolog) Para fluxos trifásicos, o uso simultâneo do flowmeter e de medidores de densidade do fluido não é capaz de informar a contribuição e percentagem de cada fluido produzido em cada intervalo. Têm-se, agora, um número de equações inferior ao número de incógnitas. O perfil hidrolog mede a constante dielétrica do fluido que passa por dentro da própria ferramenta, indicando a percentagem de água presente na mistura. Essa indicação repousa no fato que dentre os três tipos de fluidos (gás, óleo e água) apenas este último apresenta alta constante dielétrica. Assim, o perfil é calibrado para fluxos bifásicos e fornece já os valores da percentagem de água. Semelhante ao perfil fluid density meter, esse perfil centralizado costuma medir a passagem do fluido no centro do conduto, normalmente o mais leve, ocasionando valores de percentagem de água menores ou iguais ao real. e) Perfil de temperatura O estudo de anomalias de temperatura pode fornecer diversas indicações, tais como: • Que intervalos estão produzindo ou recebendo fluidos; • Localização de vazamentos; • Topo do cimento; • Altura de fraturas etc.

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O perfil de temperatura é utilizado para registrar a temperatura do fluido do poço. A ferramenta é um sistema de ponte elétrica que usa um sensor elétrico como quarto braço da ponte. Sua resolução é melhor que 0,01 oF. Pode registrar, além da temperatura absoluta, o diferencial de temperatura, a partir da comparação das temperaturas absolutas de dois pontos próximos, utilizando uma escala mais sensível. As condições do poço antes e durante a perfilagem determinam a utilidade dos dados de temperatura. As medidas são feitas durante uma injeção ou produção estabilizadas ou em intervalos regulares, após o poço ter sido fechado e o fluido de dentro do poço estar retornando ao equilíbrio geotérmico, com as formações circundantes.

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A ferramenta termal decay time log (TDT) é utilizada para traçar um perfil qualitativo das saturações dos fluidos existentes no reservatório. Em outras palavras, determina os contatos gás-óleo e óleo-água. O perfil é um registro contínuo do tempo de decaimento do nível termal da energia dos nêutrons emitidos contra a formação pela fonte do aparelho versus a profundidade. Os nêutrons que são capturados ao atingirem um determinado nível, emitem raios gama, que são captados e contados pelos detectores da ferramenta. Como tanto o gás quanto o óleo e a água têm uma diferente resposta a esta ativação, consegue-se, pois, distinguir as diferentes saturações da rocha.

2.7. Procedimentos para recebimento ou partida de poços As anormalidades ocorridas nas operações de recebimento e entrega dos poços para as UEP e as oportunidades de melhoria detectadas levaram as gerências das Unidades de Produção e de Engenharia e Intervenções em Poços a elaborarem, em conjunto, procedimentos padronizados para este processo. Esses procedimentos são específicos para cada Ativo ou até mesmo cada Unidade de Produção, face à grande variedade de situações encontradas nas bacias offshore no Brasil. Assim, quando o técnico de operação for alocado em uma Unidade de Produção, será treinado no padrão, dentro do conceito de treinamento no trabalho (training on the job).


O detalhamento de cada processo produtivo será desenvolvido em curso específico da Unidade de Produção ou do método de elevação usado no campo ou no poço. Os procedimentos de partida de poços após intervenções relativo à BCS ou gas-lift, por exemplo, serão apresentados na disciplina “Elevação e Escoamento de Petróleo”. Cumpre ressaltar a necessidade de cuidados adicionais para os poços submarinos, por serem o sistema mais complexo, pelas intervenções muito onerosas, e por haver risco de formação de hidratos na ANM e nas linhas de produção (flowlines). A entrega de poço submarino pela sonda de perfuração e completação pode se dar antes da interligação do poço com a UEP, sendo, portanto, provisória. Nesse caso, após a interligação do poço à UEP, a entrega final será feita pelo barco especial que a concluir. Quando a entrega do poço é feita com este interligado à UEP, será definitiva, sendo o contato direto entre a UEP e a sonda. Em intervenções simples com barcos especiais (pequenas alterações na ANM etc.) a entrega será feita por este. Mesmo nesses casos, é imprescindível que todas as gerências diretamente envolvidas (OP, IP, EE, E&P-SERV) participem do planejamento, execução e avaliação da intervenção. A documentação da intervenção deve receber especial atenção, pois a pasta do poço e os bancos de dados dos prestadores de serviço devem estar sempre atualizados. O bom planejamento da intervenção, inclusive envolvendo as atividades de recebimento (início da intervenção) ou de devolução (final da intervenção) é essencial para o bom relacionamento entre as partes e maior presteza na devolução do poço. Nas unidades de intervenção (sonda, barcos especiais etc.) tais cronogramas/programas devem ser diariamente detalhados, em reuniões de planejamento operacional, para as próximas 48 horas. Tal detalhamento deve ser escrito em linguagem operacional concisa e objetiva, do tipo: “Faça isso”, “Não faça aquilo”. Deve ser entregue ao gerente geral da Unidade (OIM – Offshore Installation Manager) pelo Engenheiro Fiscal da Petrobras. Portanto, executa-se aquilo que foi definido pelo coordenador de operações junto ao Engenheiro Fiscal, representante do Ativo de produção a bordo.

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O programa de intervenção deve conter, no mínimo, as seguintes informações relativas ao sistema UEP-Linhas-Poço: • Equipamentos do poço; • Linhas de produção e anular; • Umbilical elétrico e hidráulico para acionamento das funções e facilidades da ANM e manifolds; • Manifolds submarinos; • Controle de produção na UEP; • Procedimentos específicos do Ativo e UEP;

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• Características das unidades de intervenção.

ATENÇÃO Caso algumas dessas informações não estejam no programa, devem ser providas antes do início das operações. As seguintes articulações e operações serão planejadas e executadas antes da sonda de intervenção entrar no poço: • Articulações prévias entre a UEP e as gerências operacionais em terra; • Articulações prévias entre sondas, barcos especiais e a UEP; • Operações prévias à chegada da sonda. Dentre as providências prévias que a UEP deve tomar, podem ser citadas: • Embarcar unidade de bombeio com técnico de operação dois dias antes do início da limpeza de linhas;


• Verificar operacionalidade da unidade disponibilidade de fluido hidráulico;

hidráulica

e

• Obter informações sobre o tipo de fluido contido nas flowlines, no anular do poço e interior da coluna de produção. Se for o caso, providenciar a limpeza, lavagem ou drenagem das pressões; • Verificar disponibilidade de óleo diesel, álcool ou outro preventor de hidrato; • Verificar situação dos meios de comunicação entre a UEP e as unidades de intervenção: rádios, video-link, telefone, fax etc. Execução de operações chave na entrega/recebimento de poço: Dentre as operações importantes, muitas destas com o concurso da UEP, sonda e barco especial, podemos citar: • Teste funcional das válvulas da ANM; • Flushing (fluxo de fluido hidráulico) e identificação de linhas hidráulicas; • Teste de estanqueidade de válvulas e linhas hidráulicas: deve ser feito após a instalação de DHSV e ANM; • Limpeza de flowlines: deve ser feita, preferencialmente antes da chegada da sonda, a fim de prevenir a ocorrência de incrustações, formação de hidrato etc.; • Prevenção de hidrato antes de fluir o poço: deve ser feita entre fases da intervenção como retirada da TRT para instalação de tree cap e antes de fluir o poço para a UEP; • Indução de surgência; • Teste de produção.

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2.8. Equipes a bordo da unidade marítima de intervenção em poços Os técnicos de operação de produção devem conhecer as equipes das Unidades de Intervenção em Poços (Unidades de Perfuração Marítimas – SM, SPM, Plataformas Auto-Elevatórias, SS, NS – Unidades de Flexitubo, Unidades de Arame, Barcos de Estimulação etc.) a fim de interagirem construtivamente. Como exemplo informativo, apresentamos a seguir um excerto de Rodrigues (2001) sobre as atividades das equipes de uma Moderna Unidade de Perfuração Marítima, conhecida como equipe de Engenharia de Poço.

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“Para tirar melhor proveito das intervenções, é preciso entender “quem é quem” nestas unidades e compreender seus costumes, linguajar, valores, crenças e suas necessidades. O proveito será maior, quanto maior for a lucratividade, a segurança e a preservação do meio ambiente. O prazer no trabalho contribui muito para a qualidade de vida do trabalhador e de sua família. Assim, devemos reforçar os costumes e valores que contribuem para a qualidade de trabalho e de vida e eliminar aqueles que trazem má qualidade dos trabalhos e desentendimentos nas relações interpessoais. Sugerimos assim, que os técnicos de operação de produção procurem conhecer o regime de trabalho de seus companheiros das Unidades de Intervenção em Poços e tratá-los como parceiros que vieram para contribuir com a sobrevivência econômica da UEP. Naturalmente, haverá divergências que deverão ser tratadas com franqueza e companheirismo” (RODRIGUES, 2001).

A equipe de Engenharia de Poço é constituída por grupos de especialistas que embarcam em determinadas fases da construção ou manutenção do poço de petróleo e desembarcam assim que terminam seus trabalhos, abrindo vagas para os especialistas da próxima fase. Tais especialistas, coordenados pelo engenheiro fiscal (company man) cuidam do acompanhamento geológico, equipamentos de cabeça de


poço, perfuração direcional, perfilagem, revestimento, cimentação, canhoneio de revestimento, avaliação de formação, instalação de colunas de produção, instalação de equipamentos submarinos, operações com slick line, operações com coiled tubing etc. Boa parte destes técnicos trabalha em regime de sobreaviso, com altas cargas de trabalho. Essa equipe é a que se relaciona diretamente com os técnicos de operação de produção. O contato deve ser feito com o engenheiro fiscal ou alguém que tenha recebido delegação deste. É comum que os técnicos que fazem a instalação final da cabeça do poço (árvore de natal seca ou molhada) recebam a delegação em certos momentos. Entretanto, em caso de dúvida, voltam a recorrer ao engenheiro fiscal. a) O trabalho dos gerentes e supervisores (superintendente, capitão, bargemaster, encarregado de perfuração, chefes de manutenção) As pressões econômicas (as taxas diárias são altas), a complexidade deste tipo de unidade de serviços, a aplicação de tecnologias de ponta, a gestão de pessoas em um ambiente confinado e de alto risco, o relacionamento com pessoas de diferentes nacionalidades, níveis de educação e culturas e a consciência de que existem pontos fracos nos sistemas físicos e humanos são alguns dos aspectos que tornam o trabalho dos gerentes e supervisores um constante desafio. O relacionamento com os representantes da contratante (company men) é citado como fator de estresse (Cooper & Sutherland,1989). Os gerentes e supervisores trabalham em regime de turno do tipo sobreaviso com jornadas sempre superiores a 12 horas. b) O trabalho do técnico de segurança (safety man) O técnico de segurança faz parte do grupo que batizamos de staff a bordo, juntamente com o enfermeiro e os rádio-operadores, uma vez que além de suas funções específicas na área da segurança industrial, também atuam como intermediários entre a gerência a bordo e os demais trabalhadores. Suas funções são avaliar e controlar os riscos a bordo, elaborar planos de prevenção de riscos e acidentes, promover treinamento e campanhas de conscientização e coordenar todos os pousos e decolagens de aeronaves.

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c) O trabalho do enfermeiro (medic) O enfermeiro exerce atividades ligadas à área de saúde e atividades administrativas, no enfoque de polivalência comum nas UPMs. Como técnico da área de saúde, monitora as condições de saúde a bordo, presta primeiros socorros e outros serviços médicos, mantém registros médicos, controla o estoque de medicamentos e materiais médicos, inspeciona a higiene da embarcação, com ênfase na alimentação, e promove treinamento em primeiros socorros. Um bom enfermeiro é um pouco médico, um pouco assistente social e um pouco psicólogo, afinal representa toda a área médica na Unidade. Em algumas UPMs o enfermeiro elabora, diariamente, a lista de pessoal a bordo, participa das reuniões de segurança, controla a lista aérea de passageiros e controla a alocação de pessoas nas balsas salva-vidas. Trabalha das 6 às 18 horas, além das solicitações durante a noite, caracterizando regime de sobreaviso.

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d) O trabalho dos rádio-operadores (radio operators) Os rádio-operadores enfrentam uma carga de trabalho cognitivo muito alta, seja nos contatos operacionais, por telefone e rádio, seja nos contatos com as famílias dos trabalhadores ou no auxílio à solução de problemas diversos, quando atuam como intérpretes. Durante o turno da noite (22h às 6h) o trabalho torna-se monótono, sendo difícil lidar com a sonolência. e) O trabalho dos encarregados de sonda (tool pushers) Misto de gerente com amplas atribuições e técnico de operação em situações delicadas ou de emergência, o encarregado de sonda é elemento vital para a qualidade e segurança dos trabalhos. Suas principais funções são o planejamento operacional, a priorização de recursos, o treinamento de sua equipe e uma constante atuação na prevenção a acidentes. Os bons encarregados orientam e alertam seus subordinados, com freqüência aos gritos, quanto aos inúmeros e sempre presentes riscos de acidentes. Ao menor descuido, perdese um dedo, esmaga-se um pé, sofre-se um forte impacto, cai uma ferramenta dentro do poço, perde-se o controle de um poço etc.


f) O trabalho do sondador (driller) O sondador é o trabalhador que permanece todo o tempo na plataforma de trabalho, em uma cabine, manipulando alavancas, botões e chaves. Ele monitora múltiplos parâmetros (peso, vazão, pressão, temperaturas, níveis de tanques, inclinações etc.) e orienta sua equipe de assistentes de sondador, torrista, quatro plataformistas e auxiliares eventuais. Alguns desses trabalhadores estão em seu campo de visão direta, outros são comandados por telefone, intercomunicadores e rádios walk talk. Os instrumentos eletrônicos são cada vez mais comuns, porém requerem verificações físicas, pois não são totalmente confiáveis. O trabalho do sondador possui alta carga mental e cognitiva, contemplando cálculos, monitoração de painéis, manipulação de instrumentos que exigem grande perícia, além de requerer forte e imprescindível liderança sobre a equipe. Na cabine do sondador da unidade existem 12 painéis de informação e controle. g) O trabalho do assistente de sondador (driller assistant) A complexidade dos trabalhos nas UPMs modernas exige a atuação de dois sondadores (1º e 2º sondadores) ou de um sondador e um assistente. Cumpre ao assistente orientar em suas atividades, lado a lado, os plataformistas e o torrista, além de auxiliar o sondador durante certas manobras. h) O trabalho do torrista (derrick man) Durante as manobras (descidas ou retiradas de coluna), o torrista fica no alto, na plataforma do torrista (monkey board) – daí a denominação torrista – a mais ou menos 30 m de altura, onde arranja as seções de tubos nos garfos dos estaleiros. Nesse período, trabalha solitário e dispõe de recurso frágil e arriscado para fugir, no caso de algum acidente grave, como fluxo descontrolado do poço ou incêndio. Quando a sonda não está em manobras de tubos, o torrista é responsável pelo sistema de confecção e tratamento de fluidos, que é complexo e de grande importância no sucesso das operações.

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i) O trabalho dos plataformistas (roughnecks) Início de carreira na equipe de sonda, os plataformistas, em número de quatro, executam os trabalhos mais pesados e se expõem aos maiores riscos. Trata-se de trabalho que exige habilidade, força e resistência física, uma vez que manipulam ferramentas complexas e pesadas, efetuam trabalhos em grandes alturas, suspensos em cadeiras que lembram trapézios; conectam e ajustam equipamentos para descida no poço, sabendo que pequenos descuidos podem levar a grandes prejuízos etc. j) O trabalho na sala de controle de estabilidade e utilidades (Operational Control Center - OCC)

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Nesta atividade, o bargemaster coordena a estabilidade da Unidade e o funcionamento das utilidades (lastro, fluidos, granéis, refrigeração, água potável, tratamento e descarte de esgoto etc.). Na sala de controle fica o operador de lastro (watchstander), e no convés principal o contramestre de movimentação de cargas, os guindasteiros e os homens de área. O trabalho do operador de lastro é um típico trabalho de sala de controle, com alta carga cognitiva, face à multiplicidade e importância dos parâmetros controlados, somado às tarefas de controle de distribuição das cargas na plataforma e às tarefas de inspeção de salas de bombas, tanques e outras áreas da plataforma. Há grande variedade de tarefas, como cálculos de estabilidade e de controle de estoques, monitoração de painéis de controle e circuito de câmaras de vídeo, operações manuais de acionamento de válvulas e operação de guinchos (para sondas ancoradas). As inspeções periódicas nas salas de bombas, quando o operador de lastro (watchstander) desce, via elevadores ou longas escadas por dentro das colunas, até níveis em torno de 20 metros abaixo do nível do mar, constitui atividade solitária e desgastante. k) O trabalho dos guindasteiros (crane operators) É um trabalho bastante difícil, posto que os guindasteiros movimentam cargas entre a plataforma e os rebocadores sob as condições dinâmicas do mar e em espaços bastante reduzidos, exigindo grande concentração e perícia, além de grandes cuidados com a segurança.


l) Os homens de área (roustabouts) A aspiração profissional dos roustabouts é, no mais das vezes, tornarem-se plataformistas, guindasteiros ou mecânicos. Eles trabalham na movimentação de cargas junto ao guindasteiro e sob o comando do mestre de movimentação de cargas. Efetuam serviços de limpeza e manutenção geral do convés principal. Eventualmente, auxiliam trabalhos na sonda de perfuração. Trata-se de atividade fatigante e muito perigosa, exigindo grande atenção e conhecimento de inúmeros procedimentos de segurança. O termo roustabout foi, pejorativamente, abrasileirado para “arrasta baldes”, uma vez que lavar o convés é parte do trabalho dos homens de área. O contramestre de movimentação de cargas (CMM) coordena, na área externa, a movimentação de cargas, em contato com a sala de controle, o almoxarifado, a sonda e os rebocadores. Os homens de área devem ter muita habilidade para acomodar na plataforma uma grande quantidade de materiais em um espaço exíguo, o que exige freqüentes movimentações de carga. m) O trabalho na ponte e controle de posicionamento dinâmico (bridge and DP) Trata-se de uma sala de controle especialmente complexa devido à sofisticação dos instrumentos, à importância vital do trabalho para a segurança e a qualidade dos serviços da plataforma, ao fato do sistema DP (posicionamento dinâmico) fazer uso de tecnologia de ponta e à possibilidade de ocorrer variações bruscas das condições ambientais – vento, correnteza, oscilações das ondas do mar, cintilações ionosféricas e variações da temperatura da água do mar – que afetam o sistema DP. Assim, além das pressões decorrentes de serem responsáveis por manter a plataforma sobre o poço, com um pequeno grau de tolerância de afastamento, dependendo do tipo de operação em andamento, há ainda a probabilidade de ocorrer alguma anomalia ambiental ou do sistema de DP em si, jamais ocorrida. Cumpre observar que para trabalhadores em salas de controle, a sonolência durante o trabalho noturno pode colocar em risco vidas humanas e as instalações (Akerstedt, 1988). Um estudo revelou que 20% dos trabalhadores no turno da noite sofriam episódios de

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adormecimento durante o trabalho, identificados por registros em eletro-encefalograma (Torsvall et al., 1989, apud Parkes, 1994). n) O trabalho do contramestre de cabotagem (bosun) É o supervisor de salvatagem no mar, fazendo inspeções, manutenções e testes das baleeiras e botes salva-vidas, conduzindo os treinamentos de salvatagem e zelando pelo cumprimento das normas navais aplicáveis. o) O trabalho da equipe de manutenção

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Um chefe de máquinas (chief engineer), um chefe de elétrica (chief electrician), técnicos em eletrônica (eletronic technicians), eletricistas (electricians), mecânicos (engineers), auxiliares de mecânica (motormen) e soldadores (welders) constituem a equipe de manutenção. Ressalta-se, no trabalho dos técnicos de manutenção em uma UPM, a grande variedade de tarefas, pois fazem manutenção em dezenas de sistemas e centenas de máquinas, envolvendo-se em projeto e execução, além de exercitarem a criatividade, ao improvisarem soluções para problemas inéditos. Os mecânicos, por exemplo, trabalham em torno, fresa etc. Assim, esses técnicos desenvolvem polivalência em suas áreas. A freqüente interrupção dos trabalhos em andamento face a novas prioridades é uma das características da organização do trabalho com a qual os novatos têm que se acostumar. A união e a amizade entre os membros da equipe são apontadas como a maior diferença em relação às equipes em trabalhos urbanos, mesmo aquelas que trabalham em refinarias de petróleo, onde, ao final de cada turno, o pessoal se dispersa. p) O trabalho do almoxarife (storekeeper): Uma UPM tem de 5.000 a 18.000 itens em estoque, com valor estimado em dois a três milhões de dólares americanos e freqüente movimentação de materiais. Cumpre ao almoxarife solicitar materiais, receber as cargas, conferir e encaminhar para uso imediato ou lançar em estoque e promover a arrumação do almoxarifado. O almoxarifado é dividido em áreas de mecânica, elétrica, hidráulica, eletrônica, marítima, mecânica da sonda, subsea, medicamentos e outras.


q) O trabalho na hotelaria (cattering) Os serviços de hotelaria são terceirizados, sendo executados por empresas especializadas em serviços offshore. Esse grupo representa a base da pirâmide em salários e benefícios. A equipe é constituída pelo comissário, chefe de cozinha, cozinheiro da noite, padeiro (que trabalha à noite), um a dois ajudantes de cozinha, um saloneiro (serve as mesas), um lavandeiro (responsável pela lavagem das roupas de trabalho de todos a bordo), um paioleiro (responsável pelo paiol de alimentos), dois taifeiros (encarregados da limpeza de todas as salas e camarotes) e um técnico em serviços gerais. Todos exercem alguma polivalência. Em algumas UPMs, a hotelaria fornece também o técnico em serviços gerais, que é exemplo de polivalência. r) A equipe do ROV (Remoted Operated Vehicle) O robô submarino é imprescindível para operações que exigem imagem da cabeça do poço ou acionamento de válvulas e outros dispositivos nesta. A equipe, normalmente, é constituída por um supervisor, um piloto e um técnico encarregado do guincho de descida e subida do robô. A manutenção rotineira é feita pela própria equipe, só embarcando especialistas em casos excepcionais. A equipe de ROV em UPM trabalha em regime de sobreaviso, alternando períodos sem operações (com exceção do mergulho diário de teste) com períodos de trabalho intenso. Assim, ocorrem situações em que a equipe chega a trabalhar mais de 24 horas contínuas. Por essa razão, as equipes de ROV preferem trabalhar em navios de serviços de mergulho e de ROV, onde duas equipes se revezam em dois turnos de 12 horas por dia, evitando, assim, a alternância entre sobrecargas de trabalho e a monotonia. Exige-se da equipe conhecimentos em várias áreas, como mecânica, eletrônica, hidráulica, transmissão de dados e um grande treinamento e habilidade na operação do veículo que, por sua vez, exige visão espacial e habilidades manuais excepcionais.

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A equipe de engenharia de poço é composta por grupos de especialistas que embarcam em determinadas fases da construção ou manutenção do poço de petróleo e desembarcam assim que terminam seus trabalhos, abrindo vagas para os especialistas da próxima fase. Tais especialistas, coordenados pelo engenheiro fiscal (company man) cuidam de acompanhamento geológico, equipamentos de cabeça de poço, perfuração direcional, perfilagem, revestimento, cimentação, canhoneio de revestimento, avaliação de formação, instalação de colunas de produção, instalação de equipamentos submarinos, operações com slick line, operações com coiled tubing etc. Boa parte desses técnicos trabalha em regime de sobreaviso, com altas cargas de trabalho. Essa equipe é a que se relaciona diretamente com os técnicos de operação de produção. O contato deve ser feito com o engenheiro fiscal ou alguém que tenha recebido delegação deste. É comum os técnicos que fazem a instalação final da cabeça do poço (árvore de natal seca ou molhada) receberem a delegação em certos momentos. Entretanto, em caso de dúvida, voltam a recorrer ao engenheiro fiscal.


2.9. Exercícios 1) O que significa completação? _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ ________________________________________________________________ 2) Com relação aos tipos de completação, preencha as lacunas. a) A completação ______________ é feita quando a ______________ e a __________________________ estão na superfície terrestre ou na plataforma de produção marítima. b) A completação ______________ é feita quando a ______________ e a ______________ estão submersas, no leito do fundo marinho. 3) Explique a função do liner no processo de completação: _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ ________________________________________________________________ 4) Marque a opção que indica corretamente os dois tipos de liners. ( ) Liner de manutenção e liner de segurança. ( ) Liner de completação e liner de produção. ( ) Liner de perfuração e liner de completação. ( ) Liner de pressão e liner de manutenção. ( ) Liner de perfuração e liner de produção.

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5) A função do canhoneio é perfurar, simultaneamente, o revestimento, o cimento que há entre o revestimento e a formação, abrindo um túnel na formação, permitindo o fluxo entre a formação e o poço. No canhoneio convencional, podemos afirmar: ( )

As cargas são montadas dentro de recipientes que as isolam do fluido do poço e são descidos a cabo.

( )

É um canhão montado para descer, com cabo elétrico, através da coluna de produção. O sistema é descido na extremidade de uma coluna de tubos.

( ) ( )

Os canhões são de grande diâmetro e alta densidade de disparos.

( )

A principal vantagem é que não é necessário “desequipar” o poço para efetuar o canhoneio.

6) Explique o funcionamento da coluna de produção (COP).

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_______________________________________________________________ _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ ________________________________________________________________ 7) Com relação aos métodos artificiais de elevação offshore, marque a afirmativa correta. ( ) No método de injeção de gas-lift, estando a coluna de líquido mais leve no interior da coluna de produção, o reservatório pode impelir o óleo até a superfície. ( ) No método de bombeio centrífugo, o contato do gás injetado com o óleo dentro da coluna gaseifica o líquido, reduzindo a densidade e a pressão hidrostática nos canhoneados. ( ) Um conjunto de bombas centrífugas e motores elétricos é descido na extremidade inferior da coluna de produção no método de injeção de gas-lift. ( ) O bombeio centrífugo é feito com o próprio gás obtido no processo de separação na planta de produção. ( ) O gás injetado dentro da coluna de produção aciona os motores elétricos existentes no fundo do poço.


8) Sobre a árvore de natal molhada, é correto afirmar: ( ) São equipadas com três válvulas master. ( ) São utilizadas somente para completações em águas profundas. ( ) A função da árvore de natal molhada é sustentar a coluna de produção. ( ) É um equipamento a ser descido no poço, constituído por válvulas dispostas em bloco, com a finalidade de reduzir o fluxo de óleo no poço. ( ) É um equipamento de superfície cuja finalidade é controlar e orientar o fluxo de óleo na cabeça do poço. 9) Relacione os tipos de equipamentos (árvores de natal) e suas características. (1)

Árvore de natal seca ou convencional (ANS ou ANC)

(

)

São árvores para poços em lâminas d’água profundas (>700 m).

(2)

Árvore de natal molhada (ANM)

(

)

São árvores para poços em lâminas d’água até 300 m.

(3)

ANM DA (Driver Assisted)

(

)

Usadas para poços em lâminas d’água até 600 m.

(4)

ANM GLL (Diverless Lay-Away Guidelineless)

(

)

Utilizada em plataformas fixas de produção offshore ou em poços de terra.

(5)

ANM DLL (Diverless Lay-Away)

(

)

Utilizada em poços submarinos.

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2.10. Glossário Amerada - registrador de pressão mecânico - equipamento de fundo de poço para registro de pressão em função do tempo em operações de teste de formação ou de produção, pode ser descido na coluna, em porta-registradores, ou com arame. ANC (árvore de natal convencional - Christmas Tree) - conjunto de válvulas de controle, manômetros e chokes montados na cabeça do poço para controlar a produção de hidrocarbonetos. ANM (árvore de natal molhada) - conjunto de válvulas de gaveta, atuadas hidraulicamente, conectado à cabeça dos poços submarinos. Controla o fluxo de óleo e gás do poço. Possibilita outras operações necessárias à vida produtiva do poço. Conecta-se a um manifold ou a uma UEP através de um bundle de produção. ANM DA (árvore de natal molhada driver assisted) - ANM que pode ser instalada e manipulada por mergulhadores.

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ANM DL (árvore de natal molhada do tipo diverless) - não necessita equipe de mergulho na instalação. As funções da árvore são hidráulicas e remotas. ANM DLL (árvore de natal molhada do tipo diverless lay-away) - árvore de natal molhada que dispensa a atividade de mergulhadores, mas necessita do auxílio de cabos-guias para ser instalada ou retirada. Sua manipulação é realizada com um ROV, todas as funções da ANM são hidráulicas e remotas. ANM DO (árvore de natal molhada driver operated) - necessita participação do mergulhador na instalação e operação da ANM, somente algumas funções são hidráulicas e remotas. ANM GLL (árvore de natal molhada do tipo diverless lay-away guidelineless) árvore de natal molhada que dispensa tanto o uso de cabos-guias como a atividade de mergulhadores para ser instalada ou retirada. Sua manipulação é realizada com um ROV, todas suas funções são hidráulicas e remotas. Annulus Master (AM) - válvula master do anular da árvore de natal. ANP - Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis. Antiincrustante - composto químico que tem a propriedade de evitar a formação de incrustações, deposição e cristalização de sais, na coluna e nos canhoneados. Anular - espaço entre duas colunas. Por exemplo, a coluna de perfuração e a parede do poço, coluna de revestimento e a parede do poço, ou coluna de produção e revestimento. Bauxita - tipo de areia sintetizada do mineral bauxita com granulometria controlada, usado como agente de sustentação em gravel packing ou em fraturamento de formação.


BCP (Bomba de Cavidade Progressiva) - tipo de bombeio mecânico. Bomba constituída por um conjunto de rotor e estator, cuja geometria forma uma série de cavidades estanques idênticas. O rotor, ao girar no interior do estator, origina um movimento axial das cavidades, no sentido da sucção para a descarga, realizando progressivamente a ação de bombeamento (N-2506). BCS (Bombeio Centrífugo Submerso) - método de elevação artificial que utiliza um conjunto moto-bomba elétrico descido em poços para promover elevação de líquidos (petróleo). Bomba centrífuga de múltiplos estágios, consisteindo de impelidores rotativos e difusores estacionários (N-2403). Blowout - erupção descontrolada do poço. Risco que ocorre nas operações em poços de petróleo quando a pressão hidrostática não contém a pressão do reservatório, e em concomitância com uma falha dos equipamentos de segurança (BOP ou AN), causa o fluxo descontrolado de óleo, gás ou água para o meio ambiente (atmosfera ou fundo do mar). BOP (Blowout Preventer / preventor de erupções) - equipamento de segurança colocado na cabeça do poço durante a intervenção com sonda. Segunda barreira de segurança, que permite fechar e controlar o poço, evitando orifício do bloco de válvulas onde existem duas válvulas, Master M2, e mais acima, a válvula de pistoneio ou Swab S2. Bore do tubing hanger e da ANM Bore de 4” - orifício do bloco de válvulas onde existem duas válvulas, Master M1 e de pistoneio, ou Swab S1. Calcita - carbonato de cálcio natural cristalizado, esbranquiçado, amarelado ou transparente (espato-da-islândia). Camisa do TSR - tubo externo do TSR, contém engaxetamento interno que desliza sobre o mandril do TSR promovendo vedação com esse. Permite a desconexão da coluna de produção ou injeção da cauda instalada no fundo do poço. Absorve variações no comprimento da coluna devido a variações de temperatura. Camisa externa - parte ou tubo externo de um equipamento de poço. Canhonear - perfurar o revestimento comunicando interior do poço ao reservatório. Cavalo-de-pau - tipo de bombeio mecânico, mecanismo com hastes usado para acionar a bomba alternativa de fundo para extração de petróleo. Cavitação - fenômeno de vaporização de um líquido pela redução da pressão, durante seu movimento, pode provocar erosão nos rotores de bombas centrífugas. Cintilação ionosférica - fenômeno atmosférico devido às difrações sofridas pela frente de onda ao atravessar as irregularidades do plasma, causando interferências construtivas e negativas na intensidade do sinal recebido, provocando assim perda do sinal dos satélites, ou seja, as cintilações ionosféricas interferem diretamente na fase e amplitude dos sinais dos satélites e, conseqüentemente, na recepção GPS.

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Alta Competência

Cisalhamento - deslizamento de parte de um corpo rochoso ao longo de outra parte em uma fratura. Deformação que sofre um corpo quando sujeito à ação de forças cortantes. Corte transversal de um elemento. CMM - Contramestre de Movimentação de Cargas. Coiled tubing - flexitubo, tubo flexível de longo comprimento e pequeno diâmetro (1” a 3”) usado em intervenções de poços de petróleo para circular líquido ou gás no fundo do poço, para limpeza de fundo de poço ou indução de surgência. COP - Coluna de Produção. COT - Coluna de Trabalho. Cruzeta - bloco comum de união entre válvulas individuais independentes, ligadas entre si por flanges que formam a árvore de natal convencional tipo cruzeta. Cunha - elemento de ancoragem. Equipamento de manuseio de tubos.

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DHSV (Down Hole Safety Valve) - dispositivo de segurança de subsuperfície fabricado pela Baker Hughes. DP (Dynamic Positioning) - Sistema de Posicionamento Dinâmico. Recurso de auto-posicionamento de uma embarcação, baseado em sistemas de referência de posicionamento de superfície (GPS, Artemis, Argo, Syledis etc.); hidroacústicos (Simrad, Honewell), deslocamento mecânico (Toutwire) entre outros. DSSS - dispositivo ou válvula de segurança de subsuperfície. FC - Fluido de Completação. Flowline - linhas de fluxo, de produção ou de injeção, da árvore de natal até a plataforma produtora ou até a planta de processo de petróleo. Flowline hub: conector das linhas de fluxo na BAP ou na ANM. Funil down: funil instalado no conector inferior do BOP para facilitar a reentrada em poços sem BAP, ou seja, que estejam somente com pino do conector H-4 (topo da cabeça de poço) exposto. Gas-lift - método de elevação artificial do petróleo. Consiste na injeção de gás sob pressão, pelo anular do poço na coluna de produção, por meio de válvulas situadas próximas ao intervalo produtor. O gás se mistura ao petróleo, diminuindo sua densidade média, fazendo com que a pressão do reservatório seja suficiente para elevar o petróleo até a superfície. GL (Guideline) - sistema de cabeça de poço que dispõe de cabos-guias que auxiliam na descida/reentrada de BOP/ANM. GLL (Guidelineless) - sistema de cabeça de poço que dispõe de grandes funis em substituição aos cabos-guias e auxiliam na descida/reentrada de BOP/ANM. Hold-down - elemento de ancoragem comum em packer hidráulico.


Housing - parte da cabeça de poço chamada de alojador de alta pressão, onde é travado o BOP ou a ANM. HPG - hidroxipropilguar. Hydro trip - dispositivo utilizado no tamponamento temporário da coluna. Consiste de um subacessório da coluna que pode ser instalado em qualquer profundidade, conforme definição no projeto de completação. Índice de Injetividade (II) - razão de injetividade de uma formação, a capacidade de um intervalo receber fluido de injeção por unidade de pressão aplicado. Índice de Produtividade (IP) - razão de produtividade de uma formação, a capacidade de um intervalo produzir fluido por unidade de pressão. Influxo - kick. Influxo de óleo, água ou gás da formação para o poço. J-pino; J-slot - sistema de travamento que consiste num pino existente no mandril, o qual se encaixa num “J” esculpido na camisa. Liner - coluna de tubos, rasgados ou lisos, que é descida e que ficará assentada no fundo do poço e suspensa pela extremidade inferior do revestimento de produção, após a avaliação da zona de interesse e da decisão de se completar o poço. Logging plug - tampão para perfilagem. LW - Lower Master - válvula master inferior da árvore de natal. M1 - válvula master da linha de surgência ou de produção de óleo. M2 - válvula master do anular ou da linha de gás. Mandril - dispositivo ou acessório instalado na coluna de produção para posicionamento de equipamentos ou conexão e desconexão da coluna. Mandril eletrosub - acessório que permite a passagem de cabo elétrico do conjunto BCS pelo adaptador da ANC e pelo suspensor de coluna. Manifold - componente do qual partem todas as linhas de controle das funções da ANM e também chegam todas as linhas de controle de plataforma de produção. MFL (Mandril das Linhas de Fluxo) - equipamento instalado na extremidade das linhas de fluxo, apoiado na BAP e que promove a interligação das linhas com a ANM. Também chamado Flow Line Hub. MGL (Mandril de Gas-Lift) - componente enroscável, integrante da coluna de produção, que contém um bojo excêntrico onde se aloja a válvula de elevação pneumática (N-2388). Componente da coluna de produção. Tubo com bolsa lateral para receber válvula de gas-lift (VGL). Mandril com bolsa lateral com nipple de assentamento da válvula de gas-lift. Tem furos na posição apropriada para que a válvula, quando assentada, consiga controlar o fluxo de gás de anular para coluna.

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Alta Competência

MHF - Massive Hydraulic Fracturing. Monkey board - plataforma do torrista. Nipple Phoenix - perfil de assentamento de plug modelo Phoenix, existente no Bloco-Y usado para registro de pressão de fundo ou perfilagem de produção com elevação por bombeio BCS. Nipple - tubo curto usado para instalar equipamentos internos na coluna. NS - Navios-Sonda. Uso na perfuração/completação de poços submarinos. Navio equipado com sistemas para intervir em poços submarinos, podendo ser ancorado no fundo do mar ou de posicionamento dinâmico. Offshore - localizado ou operado no mar. Onshore - localizado ou operado em terra.

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Packer - elemento vedante, vazado ou tamponado, utilizado em completação para isolar zonas com diferentes pressões. Também chamado obturador. Usado geralmente para promover vedação do anular entre coluna revestimento. Packer duplo - obturadores com dois bores de passagem. PDG (Permanent Downhole Gauge) - registrador permanente de fundo, equipamento eletrônico; posicionado na coluna de produção, próximo ao reservatório, monitora pressão e temperatura do fluido produzido. Perfilagem - operação de registro das características das formações geológicas, dos fluidos presentes nas formações ou das condições mecânicas do poço, através de sensores apropriados, cuja resposta é transmitida para a superfície através de cabos elétricos (N-2757) / (N-2352). Plug - dispositivo de vedação. Os suspensores e ANMs possuem perfil interno, nos bores de 4” e 2”, para assentamento dispositivos de vedação apropriados. Poço surgente - poços que podem produzir com energia própria do reservatório. Pressão estática - pressão da formação, pressão de fundo do poço, pressão atuante no reservatório, pressão de poros. Pressão hidrostática - pressão exercida por fluido em um corpo submerso, que é proporcional à profundidade. Pressão exercída pelo fluido de perfuração ou de amortecimento no fundo e nas paredes do poço. Pup joint - tubo curto. Recanhoneio - perfurar de novo o revestimento. Usado para recuperar a área de fluxo obstruída por incrustações. Registro de Pressão (RP) - obtenção de dados de pressão ou de temperatura de formação com o uso de registradores mecânicos ou eletrônicos (N-2417).


ROV (Remote Operator Vehicle) - robô submarino de controle remoto. RGL (Razão Gás-Líquido) - quantidade de gás liberada na superfície por unidade de volume de líquido produzido no poço. Geralmente medido em Nm3/m3 – normal metro cúbico de gás por metro-cúbico de líquido, óleo mais água em condições normais de pressão e temperatura: RGL = RGO x (1 – BSW/100). RGO (Razão Gás-óleo) - quantidade de gás liberada na superfície por unidade de volume de óleo (m3/m3 – m3 de gás por m3 de óleo em condições atmosféricas). Rocha-reservatório - rocha permeável e porosa onde está armazenado o petróleo. RP - Registro de Pressão. RS - razão de solubilidade do gás no óleo na formação. Sapata-guia - seção curta de tubulação de parede grossa aparafusada na extremidade inferior de uma coluna de revestimento. SCPS - Sistema de Cabeça de Poço Submarino. Shear-out - nipple instalado na extremidade inferior da coluna de produção para permitir o tamponamento temporário da mesma, possui sedes cisalháveis para assentamento de esfera. Slick line - unidade operacional de arame. Sliding sleeve - nipple de coluna com janelas de abertura hidráulica ou por arame, destina-se a promover a comunicação anular-coluna ou coluna-anular, através de abertura e fechamento de camisa interna e externa, em completações seletivas, possibilitando colocar em produção ou isolar zonas empacotadas por packers. SS - Sondas Semi-submersíveis. Plataforma marítima flutuante. Pode ser ancorada no fundo do mar ou com posicionamento dinâmico. SSSV (Subsurface Safety Valve) - válvula de segurança de subsuperfície. Válvula de segurança instalada na coluna de produção de um poço para fechá-lo automaticamente diante de anormalidades nas pressões de fluxo. O mesmo que Downhole Safety Valve (DHSV). Standing valve - válvula de pé. Permite fluxo ascendente, assentamento de obturador hidráulico (packer), verificação da estanqueidade da coluna de produção e é utilizada como barreira mecânica quando associada ao fluido de completação, evitando dano à formação (N-2417). Stuffing-box - caixa de gaxeta. Subs - substituto. Elementos tubulares curtos utilizados como acessórios da coluna de perfuração com vários objetivos dentre os quais o de conversão de roscas (N2755).

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Subsea - relativo a submarino, equipamento que opera submarino. Surgência - produção do hidrocarboneto para a superfície, pode ser natural ou artificial, utilizando energia externa para auxiliar a elevação do reservatório até a plataforma ou estação produtora. Surgência natural - energia própria do reservatório, pressão capaz de elevar o hidrocarboneto para fora do poço até a estação ou plataforma produtora. Swab - válvula que fica localizada no topo das ANs, acima do ponto de divergência do fluxo. Swab 1 (S1) - válvula de pistoneio da produção. Swab 2 (S2) - válvula de pistoneio do anular. Taifeiro - pessoa que trabalha na preparação e distribuição dos alimentos. TCP (Tubing Conveyed Perforation) - Canhoneio no qual o canhão é descido aclopado na coluna.

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TF (Teste de formação) / TP (Teste de produção) / TI (Teste de Injetividade) - operações que consistem no isolamento do(s) intervalo(s) a ser(em) testado(s), através de um ou mais obturadores e no estabelecimento de um diferencial de pressão que permita o fluxo dos fluidos contidos na formação no sentido do poço. Durante a execução dessas operações são efetuados registros de vazão dos fluidos produzidos na superfície. No teste de formação, o fechamento e a abertura do poço são efetuados através de uma válvula ou qualquer outro mecanismo que permita o controle do mesmo no fundo. No teste de produção, o fechamento e a abertura do poço são efetuados na superfície. No teste de injetividade verifica-se a capacidade de injeção no reservatório (N-2253). TFR (Teste de formação a poço revestido) - consiste de um teste onde o intervalo a avaliar está revestido (N-2253). Top sub - parte superior de um equipamento, geralmente uma terminação enroscada que trava o equipamento de coluna montado. Torrista - técnico responsável pelo preparo e bombeamento do fluido de perfuração e de amortecimento. Também opera na descida ou tirada dos tubos durante as manobras de coluna. TPT (Temperature and Pressure Transducer) - transdutor de temperatura e pressão instalado geralmente na ANM. Tree cap - capa da ANM. TSR (Tubing Seal Receptacle) - junta telescópica. É usada para absorver a expansão ou contração da coluna de produção.


Tubing mounted - enroscada na coluna. Diz-se de toda válvula ou equipamento montado na coluna de produção. UEP - Unidade Estacionária de Produção. UM (Upper Master) - válvula master do anular da árvore de natal. UPM - Unidade de Produção Marítima. VGL - Válvula de Gas-Lift. VGL cega - válvula de gas-lift tamponada, que não permite circulação. Wing - válvulas laterais da NA que controlam o fluxo do poço. Workover - operação de manutenção de poços de petróleo.

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Alta Competência

2.11. Bibliografia FIGUEIRA, José Fernando Bastos; CALDERON, Agostinho. Gravel Pack. Apostila. Petrobras. 1996. GARCIA, José Eduardo de Lima. A Completação no Mar. Apostila. Petrobras. 1997. IBIAPINA, Joaquim Leite; WATANABE, Márcio Koki. Equipamentos do Sistema de Controle de Poço Superfície. Apostila. Petrobras. 2004. MARTINS, Márcio. Introdução à Exploração e Produção de Petróleo. Apostila. Petrobras. Rio de Janeiro: 2005. MINAMI, Kazuioshi; FIGUEIREDO, Maurício Werneck; SANTOS, O. L. A. Deepwater Offshore Production. IBP, LACPEC, Rio de Janeiro: 2005. MIURA, K. e GARCIA, E. Manual de Completação. Apostila. Petrobras/RPSE/ DIRCRES. 1988.

176

MOTTA, Eduardo Ponce. Tratamentos Químicos na Completação. Apostila. Petrobras. Rio de Janeiro: 1996. NORTEC. Abandono de poço, N-2730. Subcomissão SC-37, Segurança de Poços. Rio de Janeiro, 2003. NORTEC. Equipamentos do sistema de controle de poços das sondas de perfuração, completação e intervenção em poços de petróleo, N-2753. Subcomissão SC-37, Segurança de Poços. Rio de Janeiro, 2004. NORTEC. Prevenção e controle de blowout, N-2093. Subcomissão SC-37, Segurança de Poços. Rio de Janeiro, 2004. NORTEC. Prevenção e controle de kicks, N-2755. Subcomissão SC-37, Segurança de Poços. Rio de Janeiro, 2004. NORTEC. Segurança de poço para projetos de perfuração marítima, N-2752. Subcomissão SC-37, Segurança de Poços. Rio de Janeiro, 2006. NORTEC. Segurança em testes de formação e de produção, N-2253. Subcomissão SC-37, Segurança de Poços. Rio de Janeiro, 2006. NORTEC. Segurança na operação de poços para explotação de hidrocarbonetos, N-2765. Subcomissão SC-37, Segurança de Poços. Rio de Janeiro, 2006. PEARSON, Robert M. Well Completion Design and Practices. International Human Resources Development Corporation. 1987. RIBEIRO, J.E.D. Visão Geral dos Sistemas Marítimos de Produção. IN: Curso sobre entrega/recebimento de poço submarino - Operações Conjuntas entre UEPs, Sondas e Barcos Especiais. Petrobras. 2004.


RODRIGUES, V.F. Fundamentos sobre Instrumentação e Controle de Subsuperfície em Poços - Completação Inteligente. Apostila. Petrobras. 2005. RODRIGUES, V.F. Relações de Trabalho em Unidades de Perfuração Marítima – Estudo de Caso com Ênfase em Trabalho em Turnos. Tese de Mestrado. Alfenas, Minas Gerais, UNIFENAS, 2001. RODRIGUES, V.F. et al. Colunas de Produção e Injeção em Poços de Petróleo Submarinos Curso sobre Completação Superior. Petrobras. 2005. SANTOS, Otto Luiz Alcântara. Manual de Treinamento em Controle de Poço. Apostila. Petrobras. 2002. SILVA FILHO, Hercílio Pereira da; SILVA, Alfonso Humberto Celia. Cadeia Produtiva do Petróleo. Apostila. Petrobras. UN-BC. Rio de Janeiro: 2005. THOMAS, José Eduardo et al. Fundamentos de Engenharia de Petróleo. Rio de Janeiro: Interciência, 2001. VICENTE, Ronaldo et al. Operações com Cimento na Completação. Apostila. Petrobras. 1995.

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Alta Competência

2.12. Gabarito 1) O que significa completação? Completação é o processo subseqüente à perfuração. Na completação, o poço é condicionado, tem a qualidade da cimentação pesquisada, é canhoneado na zona de interesse e equipado com uma coluna de produção ou injeção. 2) Com relação aos tipos de completação, preencha as lacunas. a) A completação seca é feita quando a cabeça do poço e a árvore de natal (seca ou convencional) estão na superfície terrestre ou na plataforma de produção marítima. b) A completação molhada é feita quando a cabeça do poço e a árvore de natal (molhada) estão submersas, no leito do fundo marinho. 3) Explique a função do liner no processo de completação: O liner é uma seção de revestimentos, ancorada no interior do poço, na última coluna de revestimentos e que não sobe até a superfície. Tem a função de isolar intervalos não recobertos pelo revestimento de produção.

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4) Marque a opção que indica corretamente os dois tipos de liners. (

) Liner de manutenção e liner de segurança.

(

) Liner de completação e liner de produção.

(

) Liner de perfuração e liner de completação.

(

) Liner de pressão e liner de manutenção.

( X ) Liner de perfuração e liner de produção. 5) A função do canhoneio é perfurar, simultaneamente, o revestimento, o cimento que há entre o revestimento e a formação, abrindo um túnel na formação, permitindo o fluxo entre a formação e o poço. No canhoneio convencional, podemos afirmar: (X) (

)

( (

) )

(

)

As cargas são montadas dentro de recipientes que as isolam do fluido do poço e são descidos a cabo. É um canhão montado para descer, com cabo elétrico, através da coluna de produção. O sistema é descido na extremidade de uma coluna de tubos. Os canhões são de grande diâmetro e alta densidade de disparos. A principal vantagem é que não é necessário “desequipar” o poço para efetuar o canhoneio.

6) Explique o funcionamento da coluna de produção (COP). Trata-se de um conjunto de equipamentos específicos e de tubos enroscados que são descidos e instalados no interior do poço, a fim de permitir uma passagem, com fluxo controlável, do óleo ou gás natural no interior do poço até a superfície.


7) Com relação aos métodos artificiais de elevação offshore, marque a afirmativa correta. (X)

No método de injeção de gas-lift, estando a coluna de líquido mais leve no interior da coluna de produção, o reservatório pode impelir o óleo até a superfície. No método de bombeio centrífugo, o contato do gás injetado com o óleo dentro da coluna gaseifica o líquido, reduzindo a densidade e a pressão hidrostática nos canhoneados.

(

)

(

)

Um conjunto de bombas centrífugas e motores elétricos é descido na extremidade inferior da coluna de produção no método de injeção de gas-lift.

(

)

O bombeio centrífugo é feito com o próprio gás obtido no processo de separação na planta de produção.

(

)

O gás injetado dentro da coluna de produção aciona os motores elétricos existentes no fundo do poço.

8) Sobre a árvore de natal molhada, é correto afirmar: ( ( (

) ) )

São equipadas com três válvulas master. São utilizadas somente para completações em águas profundas. A função da árvore de natal molhada é sustentar a coluna de produção.

(

)

É um equipamento a ser descido no poço, constituído por válvulas dispostas em bloco, com a finalidade de reduzir o fluxo de óleo no poço. É um equipamento de superfície cuja finalidade é controlar e orientar o fluxo de óleo na cabeça do poço.

(X)

9) Relacione os tipos de equipamentos (árvores de natal) e suas características. (1)

Árvore de natal seca ou convencional (ANS ou ANC)

(4)

São árvores para poços em lâminas d’água profundas (>700 m).

(2)

Árvore de natal molhada (ANM)

(3)

São árvores para poços em lâminas d’água até 300 m.

(3)

ANM DA (Driver Assisted)

(5)

Usadas para poços em lâminas d’água até 600 m.

(4)

ANM GLL (Diverless Lay-Away Guidelineless)

(1)

Utilizada em plataformas fixas de produção offshore ou em poços de terra.

(5)

ANM DLL (Diverless LayAway)

(2)

Utilizada em poços submarinos.

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Anotações

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Apostila da Petrobras- Noções de Perfuração e Completação - Alfonso Silva e Joao Calmeto - 1366_AS059 (1)

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