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Luiz Antonio Gomes Costa
SSuummáárriioo
Este documento visa mostrar a evolução do flexitubo, desde a sua
invenção até os tempos de hoje, e, principalmente, divulgar o que pode
ser, ou já foi, feito com a utilização deste equipamento.
O enfoque principal será dado no atual estado de desenvolvimento
tecnológico do equipamento no mundo e suas possíveis utilizações na
PETROBRÁS . Com isto será feito uma análise econômica superficial e
não apurada (devido a inexperiência e falta de conhecimentos que temos
na aplicação desta tecnologia) que irá demonstrar os benefícios da
aplicação desta tecnologia.
Finalmente, será feita um resumo demonstrando o que falta para
que esta tecnologia de ponta, que todas as grandes operadoras mundiais
estão utilizando, seja empregada pela PETROBRÁS com segurança e
eficácia.
HHiissttóórriiccoo
O Coiled Tubing foi desenvolvido durante a 2ª Guerra Mundial para
servir de linha de abastecimento de gasolina às tropas aliadas. Esta linha
ia da Inglaterra à França através do Canal da Mancha. Como a
fabricação era pioneira a linha era de pequeno diâmetro (7/8") e o
comprimento das partes era tal que havia a necessidade de inúmeros
pontos de solda para se obter o comprimento desejado.
As décadas de 50 e 60 caracterizaram-se pelos estudos, emissão de
patentes de ferramentas e métodos para Coiled Tubing; sendo que no fi-
nal da década de 60 o diâmetro do Coiled Tubing tinha evoluído para 1".
Na década 70 houve uma rápida evolução devido a disseminação
das operações de indução de surgência e remoção de areia. Em 1975, foi
colocado em operação, no Brasil, o primeiro Coiled Tubing de 1" que
recebeu a denominação de flexitubo. No final da década foi fabricado o
Coiled Tubing de 1 ¼".
A década de 80 se caracteriza pelo aumento do número e tipos de
operações realizados com Coiled Tubing e pelo aumento do diâmetro para
1 ½" e 1 ¾". No Brasil, foi introduzido o Coiled Tubing de 1 ¼" (que
permanece como o de maior diâmetro até os dias de hoje) e as operações
de indução de surgência dominaram o mercado.
EEssttáággiioo AAttuuaall
Atualmente os flexitubos são encontrados em diversos tipos de
diâmetros, pesos e
materiais, a fabricação
dos mesmos evoluiu
aumentando a resis-
tência à fadiga e dimi-
nuindo as falhas atra-
vés do aumento do
comprimento do trecho
contínuo e conseqüen-
te redução do número
de pontos de solda.
Com esta diversidade de flexitubos pode-se realizar os mais diferentes
tipos de trabalhos. A grande maioria das operadoras mundiais já adotam,
a tempos, em lugar de operações que antes eram realizadas por
intermédio de intervenções completas, o flexitubo como solução padrão,
mediante a economia proporcionada por esta tecnologia.
Na própria PETROBRÁS, há o exemplo de como a utilização do
flexitubo pode proporcionar uma grande economia e o melhor exemplo
disto foi o ocorrido no MRL-6, na época de sua completação; na qual uma
única operação de squeeze realizada proporcionou uma economia de
cerca de US$ 1.000.000,00 e antecipou a entrada do poço, produção de
1.500 m3/dia, em 21 dias (US$ 3.500.000,00 de antecipação no fluxo de
caixa).
As companhias internacionais prestadoras de serviço investem
cada vez mais no aprimoramento desta tecnologia e a cada ano que passa
é sensível o desenvolvimento das operações de flexitubo e, se bem
planejada, pode-se realizar toda uma completação por flexitubo.
PPrriinncciippaaiiss OOppeerraaççõõeess
As operações de Coiled Tubing que se encontram mais
desenvolvidas serão listadas a seguir, a cada tipo de operação serão
colocados os prós e contras de sua utilização e se for viável a redução de
gasto que ela proporciona.
Indução de Surgência
Foi um dos primeiros tipos de operação com Coiled Tubing em
poços de petróleo e até o momento é a uma das poucas operações com
flexitubo que a PETROBRÁS usa de forma corriqueira.
As principais vantagens são:
em relação ao pistoneio, se caracteriza pela segurança que
proporciona;
em relação às barras de espuma, pela eficácia obtida.
A principal desvantagem é a necessidade de grandes quantidades
de nitrogênio o que causa um elevado
custo operacional.
Jateamento Ácido
Esta operação consiste em divergir
o ácido num longo trecho canhoneado
através do passeio do Coiled Tubing, que
está equipado com uma ogiva própria para
o jateamento, por toda a extensão dos
canhoneados. Técnica utilizada nos poços
da bacia de Campos, com limitação de
pressão x vazão devido ao diâmetros de
Coiled Tubing que dispomos serem reduzidos.
A principal vantagem deste método é que, após o tratamento, a
remoção do ácido pode ser feita de imediato e assim que esta for
realizada o poço já estará produzindo.
Remoção de Areia
Foi uma das primeiras operações a serem realizadas com o Coiled
Tubing; com o aumento do diâmetro a eficiência na remoção ficou maior
devido a possibilidade de se utilizar maiores vazões com menores
pressões e de se ter uma maior velocidade de carreamento das partículas
no anular coluna x Coiled Tubing.
Como a Petrobrás não dispõe de Coiled Tubing com diâmetro de
1 ¾", ou maiores, fica difícil de se implementar esta simples operação na
companhia.
A principal vantagem deste método é poder remover a areia sem
parar a produção, no caso de um poço surgente ou equipado para gas-
lift.
Controle de Kick / Amortecimento de Poços
É uma excelente utilização para quando a coluna não permite
circulação e o amortecimento por recalque é ineficiente (formação com
baixa injetividade) ou não recomendado (formação sensível a fluido
estranho).
As principais vantagens são:
economia de tempo na operação de amortecimento de poços;
preservação da formação durante o amortecimento;
maior segurança e eficiência no controle de kicks.
Squeeze / Tampões de Abandono
Operação que foi desenvolvida inicialmente para os poços
produtores do Alaska, face a grande dificuldade do DTM de SPT’s e
conseqüente perda de produção. No início, a operação feita por Coiled
Tubing tinha um tempo compatível com o da
operação realizada através dos métodos
convencionais (através de coluna de
trabalho), mas, com o desenvolvimento da
técnica, atualmente, a operação realizada por
Coiled Tubing está muito rápida e a maioria
das grandes operadoras estão adotando-a
como o método padrão.
O squeeze por flexitubo oferece a
possibilidade de que se isole zonas
canhoneadas intermediárias e se preserve as
zonas inferiores e superiores, tudo isto
devido aos pequenos volumes requeridos
para a sua execução e a maior precisão em
se posicionar os obturadores mecânicos.
As maiores vantagens são:
economia de tempo;
maior controle da operação
(menores volumes a bombear);
menores quantidades de
cimento;
economia de outras operações
quando realizada em conjunto
com obturadores mecânicos de
Coiled Tubing.
Obturadores Mecânicos
Os obturadores de Coiled Tubing são ferramentas
de grande utilidade e que são usados em conjunto a
várias outras operações (a serem descritas). Os
obturadores tanto podem funcionar como packers
como tampões mecânicos e para isto basta substituir o
bottom sub dos mesmos. São equipamentos que estão
tendo uma evolução muito grande no final da década
de 80 e, esta evolução, se reflete no maior tempo em
que o obturador permanece operacional dentro do poço
e o maior diferencial de pressão a que podem ser
submetidos quando empregados com alto índice de
expansão.
O sistema de funcionamento é muito simples, ao
se chegar a profundidade desejada basta bombear o
fluido e o obturador se infla permitindo que então as
operações desejadas sejam realizadas.
Quando o obturador é utilizado como tampão
deve-se tomar o cuidado com o tempo assentado já que
os fabricantes não garantem tempo ilimitado de assentamento e o tempo
limite deve ser respeitado.
Assentamento / Desassentamento de Ferramentas de Wire-Line
No desassentamento a vantagem de descer a ferramenta de
recuperação com circulação faz com que haja a remoção de detritos e,
conseqüentemente, então evita-se a pescaria causada por estes detritos.
Também foi desenvolvido plugs de passagem plena para serem
assentados em nipples e com isto proverem a capacidade de se aplicar
um grande diferencial de pressão (até 5.000 psi).
Para o assentamento a operação com flexitubo não traz nenhuma
vantagem em relação a realizada com wire-line.
Teste de Formação / Teste de Formação Seletivo
A utilização do Coiled Tubing abre a possibilidade de se realizar
testes de formação em poços sem ser necessário desequipar o poço. O
pequeno volume do Coiled Tubing (11 bbl) permite uma avaliação mais
precisa do que um TP comum devido a baixa estocagem que este
proporciona. Com a redução do custo de intervenção proporcionada por
esta técnica prevê-se a viabilização de mais intervenções para
acompanhamento dos campos/poços que não estão equipado com DPTT
e requerem um bom acompanhamento.
No caso de múltiplas zonas colocadas em produção em conjunto é
possível a realização de testes de formação seletivos com Coiled Tubing
sem desequipar o poço; para isto ser executado basta a utilização de dois
obturadores mecânicos infláveis (um equipado para ser tampão mecânico
e o outro para packer) em conjunto que irão garantir a seletividade dos
intervalos e uma operação rápida.
O teste de formação seletivo pode ser aplicado também para
determinação dos fluidos produzidos por uma zona quando esta tem um
canhoneado muito extenso e, após a determinação dos fluidos, caso se
deseje, é possível vedar os canhoneados que produzem o fluido
indesejado (água ou gás) através de um squeeze com o Coiled Tubing e os
obturadores mecânicos infláveis.
Limpeza Hidrodinâmica
Uma técnica que já vem sendo explorada por algum tempo pelas
companhias de serviço e que hoje conta com equipamentos
especialmente desenhados para este fim. Esta técnica consiste em
remover incrustações, depósitos de materiais e scales de colunas,
flowlines e dutos através de uma limpeza industrial, sem a
necessidade de retirá-los do local onde se encontram.
As ogivas de Coiled Tubing para realizar este trabalho
respondem a cada combinação de pressão x vazão a um
diferente tipo de jato que poderá servir para furar, remover
ou carrear os detritos.
As companhias de serviço que são contratadas pela
Petrobrás não dispõe de ogivas desenhadas especialmente
para este fim e, portanto, têm baixo desempenho.
As principais vantagens são:
menor tempo para remoção dos depósitos;
remoção dos depósitos sem perda de produção,
já que a mesma pode ser feita com o poço
produzindo.
Perfuração
A colocação de motores de fundo de pequenos diâmetros em uma
coluna de flexitubo permite uma variedade de serviços que agilizam e
tornam viáveis serviços antes extremamente caros com a perfuração
convencional. A enumeração de alguns destes serviços, a seguir, mostra
o que podemos fazer e de forma alguma limita as aplicações que poderão
ser dadas com este tipo de serviço/equipamento:
1. Remoção de scale: apesar de na Petrobrás, e mais
especificamente no campo de Namorado, as deposições de
sulfato de bário estarem sendo removidas por limpeza
hidrodinâmica, os artigos e trabalhos da imprensa
especializada apontam o motor de fundo como o mais
apropriado para este serviço.
2. Corte de Cimento: é uma
operação conseqüente ao
squeeze com Coiled
Tubing e é feita com broca
e o underreaming para
Coiled Tubing; com isto
após uma operação de
squeeze com Coiled
Tubing o poço fica isento
de cimento.
3. Corte de Peixes: permite a
remoção de peixes
(equipamentos de Wire-
Line, canhões, through-
tubing e outros objetos)
que estejam no interior da
coluna sem a necessidade da retirada da mesma.
4. Poços Laterais: técnica muito usada em carbonatos e que
pode ser estendida para arenitos bem consolidados que
consiste em se assentar um whipstock no revestimento e, a
partir deste ponto, cortar o revestimento e perfurar a
formação, com diferencial reverso (poço produzindo),
horizontalmente; já existem whipstocks que permitem que do
mesmo ponto se perfure, até, quatro poços defasados de 90º
entre si.
Gas-Lift
Com a evolução do Coiled Tubing, e conseqüente aumento de
diâmetro até 3 ½", foram desenvolvidos mandris de gas-lift para
flexitubo. Deste modo a completação de um poço pode ser realizada sem
a necessidade dos tubing e na última OTC foi apresentado um trabalho
que relata a completação de um poço, para gas-
lift, com Coiled Tubing onde os mandris já
vieram enrolados no carretel de Coiled Tubing.
A Petrobrás realiza o aproveitamento dos
Coiled Tubing alienados e colocando-os nos
poços de Dom João Mar que estão com o
revestimento danificado e fazem uma elevação
onde o gás é injetado pela coluna e a produção
retorna pelo flexitubo.
Além da economia de tempo na descida
de coluna de produção a outra vantagem é
possibilitar o gas-lift como método de elevação
artificial em poços com revestimento muito
danificados.
Gravel-Pack
Apesar de ser uma técnica incipiente no
mundo do Coiled Tubing e até o momento só ter
sido utilizada para gravel-pack químico (injeção de
areias resinadas) várias companhias de serviço
estão se capacitando e desenvolvendo
equipamentos para que o gravel pack mecânico
possa ser realizado através de Coiled Tubing.
A maior vantagem do incremento desta
técnica será a redução dos volumes de fluido
perdidos para a formação e redução do dano
induzido pelo gravel-pack. Salienta-se que
atualmente o Gravel-Pack por Coiled Tubing ainda
não é uma técnica para uso imediato.
Canhoneio
O canhoneio é, apesar de uma operação simples, a
operação de maior risco durante uma
completação/workover; por isto que nos últimos anos tanto
têm se investido no desenvolvimento de técnicas e
equipamentos que aumentem a segurança desta operação.
Para isto foi desenvolvido o canhoneio through-tubing
que era realizado com o poço já equipado e pronto para
produzir, mas os canhões through-tubing apresentavam
baixa eficiência de canhoneio. O passo seguinte a este foi o
desenvolvimento do canhoneio por coluna que proporcionou
um aumento na eficiência do canhoneio e, também, o
aumento da segurança da operação; o único inconveniente
apresentado por esta modalidade era no caso de falha
canhão que obrigava a desequipar o poço para substituí-lo o
que resulta em grandes gastos.
O canhoneio realizado com Coiled Tubing é uma
técnica que reúne os bons resultados destes dois tipos de canhoneios
predecessores (em caso de falha do canhão não é necessário desequipar o
poço e seus canhões apresentam alta eficiência de canhoneio) e tem a
vantagem de poder ser utilizada em Poços Horizontais.
Perfilagem de Produção
Atualmente a perfilagem de produção é realizada através de cabo
elétrico sem que haja qualquer problema. Com o desenvolvimento da
técnica de perfuração horizontal e conseqüente aumento do número de
Poços Horizontais, verificou-se que efetuar uma perfilagem de produção
em um Poço Horizontal não é uma tarefa capaz de ser realizada por um
cabo elétrico puro e simples. Visando a perfilagem de produção em Poços
Horizontais foi colocado o cabo elétrico de perfilagem dentro de um Coiled
Tubing para que este então possa efetuar a perfilagem de produção.
Outra Utilizações
Apesar da Petrobrás no momento não ter a necessidade de alguma
das utilizações que serão descritas a seguir, deve-se ter em mente que a
falta de necessidade é, em grande parte, ter sido dada uma solução
alternativa por não se ter o equipamento de Coiled Tubing disponível
para uso.
CCooiilleedd TTuubbiinngg eemm CCoommpplleettaaççõõeess MMoonnoobboorree
Com o desenvolvimento de campos HTHP (alta temperatura e alta
pressão), no Mar do Norte, foi desenvolvida esta modalidade de
completação. A Completação Monobore consiste em descer-se uma
coluna de produção com diâmetro idêntico ao do liner de produção e
instalar uma A.N., seca ou molhada, de pssagem plena. Este tipo de
completação foi concebido para evitar a retirada da A.N. e da coluna e,
desta forma, fornecer uma maior segurança aos serviços de workover.
A coluna para Completação Monobore deve ter poucos nipples e
não deve ter comunicação com o anular, em ponto algum, ou seja, não
deve ter mandris de Gas-Lift, o que implica diretamente na necessidade
do Coiled Tubing para o amortecimento do mesmo.
Os serviços de workover, em poços com este tipo de completação,
estão sendo realizados com Coiled Tubing de diâmetros maiores.
CCooiilleedd TTuubbiinngg eemm CCoommpplleettaaççããoo SSlliimmHHoollee
Em busca de menores de custos de desenvolvimento de pequenos
campos foi idealizada a Completação SlimHole. Este tipo de completação
geralmente é aplicado em poços de baixa produtividade e poucas zonas
produtoras e consiste em se perfurar a formação produtora com broca de
menor diâmetro e revestir o poço com tubing.
Neste tipo de completação, as ferramentas de Coiled Tubing são,
sem dúvidas, as melhores ferramentas para se efetuar um workover; as
outras ferramentas teriam que ser descidas com tubos macarroni que são
de manuseio custoso e se limitam a baixas pressões.
CCooiilleedd TTuubbiinngg eemm PPooççooss HHoorriizzoonnttaaiiss
Como já dito no tópico de Principais Operações, a perfilagem de
produção só pode ser realizada com o Coiled Tubing e todos os outros
tipos de perfilagem seriam por demais facilitados se o Coiled Tubing fosse
empregado.
Com o desenvolvimento de técnica de cimentação nos trechos
horizontais, a seletividade de zonas que poderia ser feita por sliding
sleeves só poderia ser utilizada se empregado fosse o Coiled Tubing com
ferramentas de Wire-Line.
O canhoneio through-tubing, realizado para se remediar uma
migração de finos que esteja causando um elevado drop-down nos
canhoneios, só seria possível ser feito se empregado fosse o Coiled
Tubing.
AAnnáálliissee EEccoonnôômmiiccaa ((SSuuppeerrffiicciiaall))
Devido a inexistência de experiência da Petrobrás nas novas
técnicas em que o Coiled Tubing está sendo empregado e, portanto, com
a falta de histórico operacional fica difícil dizer qual a economia real que
irá trazer o emprego desta tecnologia. Com isto a análise econômica que
aqui será realizada irá se ater apenas a realidade da Bacia de Campos e
quais seriam os benefícios econômicos sumários que poderá se ter com o
emprego desta tecnologia.
Na realidade existem inúmeros workovers em que apenas o
emprego do Coiled Tubing pouparia a retirada da ANM e da coluna de
produção e, então, iremos contabilizar a economia que a não retirada
destes equipamentos irá proporcionar.
