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UNIVERSIDADE FEDERAL FLUMINENSE
ESCOLA DE ENGENHARIA
DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA QUÍMICA E DE PETRÓLEO
CURSO DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE PETRÓLEO
ALINA FERNANDES ROCHA
JACKSON GARCIA DA FONSECA
INTEGRIDADE DE POÇOS NA ETAPA DE PRODUÇÃO DE
HIDROCARBONETOS
Niterói
2019
ALINA FERNANDES ROCHA
JACKSON GARCIA DA FONSECA
INTEGRIDADE DE POÇOS NA ETAPA DE PRODUÇÃO DE
HIDROCARBONETOS
Trabalho de Conclusão de Curso
apresentado ao curso de Engenharia de
Petróleo da Escola de Engenharia da
Universidade Federal Fluminense, como
requisito parcial para obtenção do título de
Bacharel em Engenharia de Petróleo.
Orientador
Prof. Dr. Alfredo Moises Vallejos Carrasco
Niterói
2019
Ficha catalográfica automática - SDC/BEEGerada com informações fornecidas pelo autor
Bibliotecária responsável: Fabiana Menezes Santos da Silva - CRB7/5274
R672i Rocha, Alina Fernandes Integridade de Poços na Etapa de Produção deHidrocarbonetos / Alina Fernandes Rocha, Jackson Garcia daFonseca ; Alfredo Moises Vallejos Carrasco, orientador.Niterói, 2019. 62 f. : il.
Trabalho de Conclusão de Curso (Graduação em Engenhariade Petróleo)-Universidade Federal Fluminense, Escola deEngenharia, Niterói, 2019.
1. Integridade de Poço. 2. Fase Operacional. 3.Inteligência Artificial. 4. Produção intelectual. I.Fonseca, Jackson Garcia da. II. Carrasco, Alfredo MoisesVallejos, orientador. III. Universidade Federal Fluminense.Escola de Engenharia. IV. Título.
CDD -
ALINA FERNANDES ROCHA
JACKSON GARCIA DA FONSECA
INTEGRIDADE DE POÇOS NA ETAPA DE PRODUÇÃO DE
HIDROCARBONETOS
Trabalho de Conclusão de Curso
apresentado ao curso de Engenharia de
Petróleo da Escola de Engenharia da
Universidade Federal Fluminense, como
requisito parcial para obtenção do título de
Bacharel em Engenharia de Petróleo.
Aprovado em 18 de junho de 2019.
BANCA EXAMINADORA
AGRADECIMENTO
Agradeço primeiramente à Deus por todas as conquistas que obtive até aqui.
Aos meus pais Conceição e Nertaly por nunca medirem esforços para que eu pudesse
seguir meus sonhos, por estarem ao meu lado todos os momentos e por todo o apoio
dado. À minha irmã Isadora, a qual foi o meu maior suporte, principalmente emocional,
ao longo de minha vida acadêmica.
Ao meu namorado Luan que tanto me apoiou e auxiliou sempre que pôde, ao Jackson,
que aceitou dividir comigo dentre tantas outras responsabilidades o trabalho de
conclusão de curso, aos meus amigos que acompanharam minhas alegrias e
angústias Brendon, Jean, Jéssica, Jordana, Lorena, Maryane, Marina, Milena, Thaís
e Victoria. E a todos os meus colegas de curso das turmas de Pelotas, Rolla e Niterói.
Aos professores que tanto contribuíram para meu crescimento profissional,
principalmente ao nosso orientador Alfredo Carrasco.
Ao Governo Federal Brasileiro, por ter tido a oportunidade de estudar em duas
universidades federais de alto nível de qualidade, e pela chance de estudo na Missouri
University of Science and Technology em Missouri nos Estados Unidos, através do
programa Ciência sem Fronteiras.
À equipe da CPERF (Coordenação de Perfuração) da SSM André, Denise, Mariana,
Rafael e Renata, com quem tive minha primeira experiência profissional de estágio,
onde tanto aprendi e cresci.
Por fim, à equipe de Engenharia de Poços da PetroRio, onde estágio atualmente, nas
pessoas de Elida, Estevão, Francisco Francilmar, Jean, Luiz Antonio, Matheus, Paulo
e Vanessa, com quem tanto tenho aprendido através de todas as oportunidades a
mim concedidas.
AGRADECIMENTO
Agradeço meu pai Rovilson, minha mãe Gilvana e minhas queridas irmãs Beatriz e
Lívia por todo apoio e incentivo durante esta longa jornada, sem vocês jamais teria ido
tão longe.
A toda minha família, em especial meu tio Hélio Henrique (in memorian), meu padrinho
Miguel (in memorian), minha madrinha Rosilda (in memorian) e minha prima Rafaela
(in memorian) que acompanharam meus primeiros passos nessa caminhada e muito
contribuíram para o meu sucesso.
Aos meus amigos de São João Batista do Glória, que não cometerei o pecado de citar
nomes para não correr o risco de esquecer alguém.
Aos meus amigos Alina, Andres, Brendon, Bruno, Carina, Jean, Gabriel e demais
colegas do curso de Engenharia de Petróleo da Universidade Federal Fluminense.
Aos professores do curso de Engenharia de Petróleo da UFF dentre os quais destaco
nosso orientador Alfredo Carrasco.
A CPROD (Coordenação de Produção Offshore) da SSM (Superintendência de
Segurança Operacional e Meio Ambiente) pelo aprendizado e experiência adquirida
no estágio e por me inspirarem a cada dia ser uma pessoa melhor.
“Feliz aquele que transfere o que sabe
e aprende o que ensina.”
(Cora Coralina)
RESUMO
Esse trabalho aborda uma revisão bibliográfica sobre a integridade de poços durante
a fase operacional, tanto para poços produtores, como para injetores, tratando
principalmente dos envelopes de barreiras, onde se aponta os principais
equipamentos responsáveis pela vedação de fluxo do poço até a superfície durante
sua produção/injeção, além de indicar a importância de um sistema de gerenciamento
da integridade do poço apropriado para se realizar a avaliação e monitoramento do
poço ao longo de sua vida, e principalmente durante sua operação. A partir dessa
revisão, é feita uma análise de aplicações de inteligência artificial na indústria de
petróleo global para fim de monitoramento das barreiras do poço, bem como o uso de
redes neurais para indicação de falhas futuras em equipamentos primordiais para a
integridade do poço e da instalação, segurança das pessoas envolvidas durante
operação e do meio ambiente.
Palavras-chave: Integridade de poço. Fase operacional. Inteligência artificial.
ABSTRACT
This project approaches a literature review on the well integrity during its operational
phase, both for producing or injector wells, dealing mainly with the envelopes of
barriers, where it is pointed out the main equipment responsible for the sealing of flow
from the well to the surface during its production/injection, as well as indicating the
importance of an appropriate well integrity management system (WIMS) for well
evaluation and monitoring throughout its life, and especially during its operation. From
this review, an analysis of artificial intelligence applications in the global oil industry is
carried out to monitor well barriers, as well as the use of neural networks to indicate
future equipment failures that is fundamental to well integrity and installation, safety of
people who are involved during operation and the environment.
Keywords: Well integrity. Operational phase. Artificial intelligence.
LISTA DE ILUSTRAÇÕES
Figura 2.1 - Elementos comuns para as fases de gerenciamento de integridade
de poços ......................................................................................................... 19
Figura 2.2 – Exemplos de barreiras primária e secundária de um poço na fase
de operação .................................................................................................... 22
Figura 2.3 – Exemplo de abandono temporário após a instalação do
revestimento de produção .............................................................................. 23
Figura 2.4 – Exemplo de abandono temporário de poço completado para uma
zona, com árvore de natal .............................................................................. 24
Figura 2.5 – Exemplo de abandono permanente com isolamento de intervalo
com potencial de fluxo no poço aberto ........................................................... 25
Figura 3.1– Ilustração de árvore de natal convencional ................................. 27
Figura 3.2– Esquemático das válvulas de uma árvore de natal molhada ....... 28
Figura 3.3– Representação de cabeça de poço com válvulas de controle de
pressão dos anulares A e B ............................................................................ 30
Figura 3.4– Exemplo de composição da coluna de produção e seus elementos
........................................................................................................................ 31
Figura 3.5 – Ilustração de dois tipos de DHSV. Do lado esquerdo do tipo
tubingmounted, do direito, insertável. ............................................................. 33
Figura 3.6 – Fluxograma de análise de testes de integridade nos elementos de
barreira durante a fase operacional do poço .................................................. 40
Figura 4.1 – Diagrama de Fluxo ..................................................................... 43
Figura 4.2 - Poços produtores, injetores e total com falhas de integridade ... 44
Figura 4.3 – Gráfico representando relação de elementos de barreira com
falhas .............................................................................................................. 45
Figura 4.4 – (a) Esquemático completo da análise de confiabilidade, (b) CSB
primário, CSB secundário ............................................................................... 47
Figura 4.5 – Quadro com a legenda esquemática dos poços do pré-sal ........ 48
Figura 4.6 – Quadro com os componentes do CSB, modos de falha, taxa de
falha e confiabilidade em 27 anos .................................................................. 49
Figura 4.7 – Barreira primária com as relações entre os elementos de barreira
........................................................................................................................ 50
Figura 4.8 – Intervenções motivadas por falha de integridade, modelo teórico
versus modelo real ......................................................................................... 51
Figura 5.1 – Sistema de Gerenciamento de Integridade de Poço .................. 53
Figura 5.2– Monitoramento da pressão no anular .......................................... 55
Figura 5.3 – Pressão no revestimento e controle da injeção de água ............ 56
LISTA DE TABELAS
Tabela 4.1 – Resultados da confiabilidade dos CSBs .................................... 50
Tabela 5.1 – Melhoria de eficiência devido à implementação do sistema de
gerenciamento de dados de integridade de poços ......................................... 57
LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS
AN Árvore de Natal
ANP Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis
BOP Blow-out Preventer
CBM Condition-Based Maintenance
CM Condition Monitoring
CSB Conjunto Solidário de Barreiras
DHSV Downhole Safety Valve
EICT Electrical, Instrumentation, Control & Telecom System
IBP Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis
IoT Internet of Things
KPI Key Performance Indicator
NORSOK NorskSokkelsKonkuranseposisjon
MAWOP Maximum Allowable Wellhead Operating Pressure
PG Prática de Gestão
PT Permissão de Trabalho
PSA Petroleum Safety Authority
ROV Remotely Operated Underwater
RTSGIP Regulamento Técnico do Sistema de Gerenciamento de
Integridade de Poços
RTSGSO Regulamento Técnico do Sistema de Gerenciamento de
Segurança Operacional das Instalações Marítimas de Perfuração
e Produção de Petróleo e Gás Natural.
SCP Sustained Casing Pressure
SGIP Sistema de Gerenciamento de Integridade de Poços
SCSSV Surface Controlled Subsurface Safety Vale
SSV Safety Shutdown Valve
THP Tubing Head Pressure
SUMÁRIO
1 INTRODUÇÃO 14
2 CONCEITOS BÁSICOS 16
2.1 INTEGRIDADE DE POÇOS 16
2.2 SISTEMA DE GERENCIAMENTO DA INTEGRIDADE DE POÇOS 16
2.3 BARREIRAS DE INTEGRIDADE 17
2.4 FASES DO CICLO DE VIDA DE UM POÇO 19
2.4.1 Fase de planejamento, projeto e construção 19
2.4.2 Fase de operação e intervenção 20
2.4.3 Fase de abandono 22
3 MONITORAMENTO E MANUTENÇÃO DE BARREIRAS 26
3.1 COMPONENTES DE UM SISTEMA DE PRODUÇÃO 26
3.2 SISTEMAS DE MONITORAMENTO 33
3.2.1 Monitoramento e teste das válvulas da árvore de natal 34
3.2.2 Monitoramento e teste dos revestimentos, tubo de produção e anulares35
3.2.3 Monitoramento e teste das válvulas SCSSV 38
3.3 MONITORAMENTO USANDO INTELIGÊNCIA ARTIFICIAL 40
3.3.1 Inteligência artificial aplicada em plataforma no campo Ivar Aasen 41
4 ABORDAGEM DA INTEGRIDADE DE POÇOS NO MUNDO 43
4.1 NORUEGA 43
4.2 NIGÉRIA 46
4.3 BRASIL 47
5 NOVOS DESENVOLVIMENTOS 52
5.1 AVANÇOS NO SOFTWARE DE UM OPERADOR DO ORIENTE MÉDIO 53
5.2 APLICAÇÕES DO SISTEMA DE GERENCIAMENTO DE DADOS DE
INTEGRIDADE DE POÇOS 54
5.2.1 Monitoramento de pressões no anular 54
5.2.2 Otimização de injeção de água para poços com SCP 55
5.2.3 Melhoria na pesquisa de dados de integridade de poços provenientes de
várias fontes 55
6 CONCLUSÃO 58
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS 60
14
1 INTRODUÇÃO
A indústria de óleo e gás é um dos setores que oferecem maior risco
operacional e ambiental devido às operações que envolvem altos parâmetros que
podem ameaçar todo um ambiente que esteja envolvido nas operações.
O setor de petróleo pode ser dividido em dois fragmentos referentes às
atividades realizadas: upstream e downstream, em que o primeiro se refere a toda a
fase de exploração, produção e transporte do cru, enquanto o último relaciona-se com
o tratamento dado ao petróleo bruto, como o refino.
Durante a fase de upstream existe a necessidade da garantia de segurança de
operações desde a perfuração, ao longo de toda a vida de um poço até seu abandono.
Dessa forma, entende-se a necessidade de assegurar a integridade de poço, e o
cuidado de mantê-lo sempre com barreiras de fluxo que funcionem durante todo o
tempo de produção e após o abandono, para que nenhum fluido de seu interior interaja
entre si quando pertencerem a zonas de fluxo diferentes, nem com fluidos que estejam
no exterior do poço.
Durante os períodos de alta demanda por energia para abastecer a expansão
das economias mundo afora, campos de óleo e gás foram desenvolvidos muito
rapidamente, poços foram perfurados e colocados em produção em tempo recorde.
Os principais indicadores levados em conta foram os de performance (comprimento
perfurado por dia, dias gastos na perfuração, custos diretos, etc.), deixando de lado
um planejamento que assegurasse a integridade do poço durante todo seu ciclo de
vida (Sultan, 2009).
Atualmente, a indústria brasileira de petróleo está tendo que se adaptar às
quedas das curvas de produção de campos que são responsáveis por boa parte da
produção de óleo no país, mas por já estarem produzindo há décadas possuem uma
produção bem limitada nos dias de hoje e são considerados campos maduros, como
por exemplo, os Campos de Garoupa, Albacora, Marlim, Roncador, Merluza, entre
outros. Esses campos merecem maior atenção por possuírem maiores desafios
quanto à integridade de poço construídos à décadas atrás, quando segurança não era
a maior preocupação de uma empresa de óleo e gás ao realizar projetos e perfurações
de poços.
15
Alguns acidentes marcaram a história da indústria de óleo e gás, trazendo
fatalidades e consequências irreversíveis ao meio ambiente. A maioria desses
desastres aconteceu como consequência da falta de planejamento e gestão de riscos
que levaram às falhas nas barreiras de integridade e geraram blowout, explosões e
vazamentos de petróleo. Entre os maiores em questão de vazamento de óleo desde
os anos 2000 aparece o acidente na Deep Water Horizon que aconteceu no Golfo do
México, Estados Unidos, no campo de Mississipi Canyon, bloco 252, conhecido como
Macondo, durante a entrega de um poço exploratório. A explosão na plataforma
aconteceu no dia 20 de abril de 2010, e o relatório do incidente indicou 8 causas, em
que grande parte são resultado de falhas de barreiras do poço, por exemplo :falha na
cimentação dos anulares, a qual não suportou a pressão natural do poço; a locking
sleeve (barreira instalada sobre o topo do reservatório a fim de impedir fluxo do
exterior do poço para seu interior) falhou permitindo a passagem de óleo do
reservatório para o interior do poço, chegando até a superfície; e as três formas de
acionamento do BOP durante emergência também falharam. Esse acidente gerou
onze fatalidades entre os funcionários a bordo e vazamento de aproximadamente três
milhões de barris no oceano.
Baseado na experiência desses eventos, a indústria tem focado no
desenvolvimento de processos e sistemas de gerenciamento de integridade de poços
para garantir a integridade esteja presente em seus projetos, manter as operações
rentáveis, e sem prejuízos ao meio ambiente e a pessoas.
Alguns documentos internacionais e nacionais auxiliam as companhias a lidar
com esse tema a fim de encontrarem soluções para garantir integridade, sendo o mais
importante em termos de uso global a NORSOK-D010. No Brasil existe um
regulamento específico de gerenciamento de integridade de poço elaborado pela
Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) chamado
Regulamento Técnico de Sistema de Gestão de Integridade de Poço (RTSGIP) (ANP,
2016), o qual passou a valer em sua totalidade em novembro de 2018 para poços
offshore.
16
2 CONCEITOS BÁSICOS
Neste capítulo serão tratados os principais conceitos necessários para a
abordagem da importância de se garantir a integridade durante todas as fases de um
poço, bem como para se compreender o cenário mundial.
2.1 INTEGRIDADE DE POÇOS
Gerenciar a integridade do poço é essencial para o desenvolvimento das
reservas de óleo e gás enquanto se preserva o meio ambiente e garante a segurança
dos trabalhadores. Dada essa importância, desenvolver e implementar sistema de
gerenciamento de integridade de poços tem sido um grande foco da indústria
ultimamente.
A definição de integridade de poço é dada como a qualificação que atesta a
capacidade do poço de desempenhar sua função de conter e controlar o fluxo de
fluidos dentro das barreiras predeterminadas ao longo da vida do poço (Sultan, 2009).
A NORSOK D-010, a norma norueguesa que rege o sistema de gerenciamento
de integridade durante as fases de perfuração e operação dos poços, prescreve que
a integridade de poço pode ser realizada através da “aplicação de técnicas, soluções
operacionais e organizacionais para reduzir o risco de uma liberação descontrolada
dos fluidos da formação ao longo da vida do poço” (NORSOK, 2013).
Dessa forma, um sistema que gerencia as barreiras de integridade deve
satisfazer requisitos básicos para prover diretrizes claras para a fase de planejamento
até a fase de abandono. O objetivo é assegurar que os poços sejam devidamente
projetados, executados, operados e manutenidos por um período de tempo definido
após o qual o poço será seguramente abandonado.
2.2 SISTEMA DE GERENCIAMENTO DA INTEGRIDADE DE POÇOS
Devido à necessidade de um regulamento técnico específico para integridade
de poços no Brasil, tendo como um dos motivos a perda de controle do poço e fluxo
de hidrocarbonetos para a superfície marinha, também conhecidos como underground
17
blowout, ocorrido no campo de Frade em 2011 e 2012, a ANP instituiu a Resolução
46/2016, o RTSGIP.
O RTSGIP, assim como os outros regulamentos da ANP, não é prescritivo,
deixando a cargo das operadoras definirem e moldarem seus sistemas de
gerenciamento baseado nas Práticas de Gestão (PG) dos regulamentos técnicos da
ANP. O RTSGIP possui 17 Práticas de Gestão, das quais muitas são similares ao seu
precursor, o Regulamento Técnico do Sistema de Gerenciamento de Segurança
Operacional (RTSGSO) (ANP, 2007). Exemplos de práticas do RTSGIP que estão
diretamente ligadas à integridade física do poço são:
● Prática de Gestão 10 – Etapas do Ciclo de Vida do Poço;
● Prática de Gestão 11 – Elementos Críticos de Integridade de Poço;
● Prática de Gestão 13 – Integridade do Poço.
Um sistema para gerenciar a integridade do poço de forma eficaz é essencial
para o desenvolvimento dos reservatórios de óleo e gás, prevenindo a ocorrência de
incidentes e acidentes de forma a manter o meio ambiente e a força de trabalho
seguros.
2.3 BARREIRAS DE INTEGRIDADE
O gerenciamento da integridade de poço, através de verificações, inspeções,
testes e manutenções são aspectos chave para manter a integridade das barreiras.
Além de prevenir o fluxo descontrolado de fluidos, as barreiras devem suportar
as cargas e os esforços que o poço possa vir a ser submetido, serem aprovadas em
todos os testes programados e funcionar da forma a qual se espera em ambientes de
altas pressões, temperaturas e estresse mecânico durante todo o ciclo de vida (ISO
16530-1,2017).
O RTSGIP, assim como outras normas e as boas práticas da indústria define
que deve existir dois Conjunto de Barreiras de Solidárias (CSB) atuantes durante todo
ciclo de vida do poço (ANP, 2016).
O primeiro CSB é basicamente os elementos que estão expostos aos fluidos,
enquanto o segundo não fica exposto a eles, mas fornece uma redundância de
proteção caso o primeiro CSB falhe.
18
Pode-se dar como exemplo de barreiras primárias, a depender da fase em que
o poço se encontra (perfuração, operação ou abandono): rochas selantes, fluidos de
perfuração, cimentação do revestimento, revestimento de produção, packers de
produção, válvulas de segurança de superfície, entre outros. Com relação às barreiras
secundárias podemos citar: fluido de completação, blow-out-preventer (BOP), tubing
hanger, cimentação de anular, conjunto de vedação, válvula de cabeça de poço,
válvulas wing e master atuantes da árvore de natal.
As barreiras não necessariamente devem ser físicas, ou seja, também é tido
como barreiras alguns fatores operacionais, humanos e administrativos.
As barreiras físicas são os equipamentos projetados, instalados e verificados
regularmente, como por exemplo, durante a operação, as válvulas de segurança da
árvore de natal, o tubo de produção, válvula de controle dos anulares, entre outros.
As barreiras operacionais são designadas para prevenir os desvios das práticas
seguras de trabalho e controlar o local de trabalho para evitar que erros gerem perigos,
ou causem acidentes (ISO 16530, 2017). Isso pode ser feito através da expedição de
Permissão para Trabalho (PT), quando o serviço a ser executado é não rotineiro ou
possui uma periculosidade considerável, além de isolamentos de segurança,
procedimentos e instruções de trabalho, etc.
Uma organização que possui uma forte cultura de segurança deve fornecer
uma estrutura na qual a gestão de integridade de poços é bem executada. Como parte
dessa estrutura, os controles administrativos fornecem informações, suporte e gestão
das atividades que estão direta ou indiretamente relacionadas à integridade do poço,
baseando-se em normas de projetos e manuseio de materiais, programas de garantia
de qualidade entre outros. O treinamento, experiência, habilidades e competência
para resposta ao risco são exemplos de barreiras humanas que a equipe de trabalho
deve possuir (ISO 16530, 2017).
A maioria dos regulamentos vigentes na atualidade dá liberdade aos
operadores para escolher a sua filosofia de gestão de integridade de poço, que deve
descrever as barreiras, os testes a serem executados durante toda vida do poço,
assim como as medidas de contingência a serem tomadas quando a barreira estiver
degradada. O operador deve promover uma melhoria contínua do seu sistema de
gestão de integridade de poços.
19
2.4 FASES DO CICLO DE VIDA DE UM POÇO
A vida de um poço se baseia em diferentes fases, desde seu planejamento e
projeto, até não haver mais necessidade de sua existência, ocorrendo então seu
abandono.
O fluxograma mostrado na Figura 2.1 demonstra cada etapa de um poço
dividido em suas respectivas fases, bem como quando elas ocorrem. Os elementos
para gerenciamento de integridade presentes no quadro dessa figura devem aparecer
durante qualquer das etapas do fluxograma.
Figura 2.1 - Elementos comuns para as fases de gerenciamento de integridade de poços
Fonte: ISO 15530-1 (2017).
As fases do poço foram agrupadas para melhor entendimento, assim ficando
divididas em fase de planejamento, projeto e construção que correspondem a
estruturação do poço, a fase de operação e intervenções e por fim a fase de
abandono, sendo as três últimas partes da etapa de gerenciar a continuidade da
integridade.
2.4.1 Fase de planejamento, projeto e construção
Na fase de planejamento deve-se garantir de forma clara e precisa o objetivo
do poço, bem como os riscos que ele oferece e as formas de controlá-los. Todos os
possíveis cenários para sua utilização: produção, injeção, gás lift, recompletação do
20
poço em uma zona diferente ou alguma outra operação necessária para o
desenvolvimento da vida do poço também devem ser consideradas (Sultan, 2009).
A fase de projeto deve levar em consideração os requisitos levantados durante
o planejamento, assim como as tecnologias e mão de obra disponíveis. O projeto deve
ser rentável, mas também satisfazer a segurança operacional, de meio ambiente e as
normas reguladoras. Durante essa fase são definidos CSBs que serão construídos ou
instalados no poço além da criticidade dos elementos que farão parte desses CSBs.
Para isso, devem-se levar em consideração os riscos levantados na fase anterior para
conseguir assegurar que caso haja qualquer problema entre os predefinidos, não haja
fluxo entre diferentes zonas ou entre o exterior e o interior do poço.
A perfuração e completação geralmente é a menor fase, porém a mais crítica,
onde a integridade do poço deve ser verificada a cada etapa da perfuração. Nesta
etapa é importante que o sistema de gerenciamento de integridade de poço de quem
está executando a perfuração ou a completação tenha ferramentas e suporte
suficiente para avaliar a competência de seus trabalhadores, a qualidade dos
equipamentos utilizados e correta execução de cada etapa durante as operações a
fim de assegurar que as boas práticas da indústria estão sendo seguidas e o poço
está em total segurança (Sultan, 2009).
2.4.2 Fase de operação e intervenção
A fase de operação de um poço é compreendida a partir do momento em que
ele é entregue à equipe de produção para começar a produzir ou injetar, dependendo
de qual foi o seu objetivo. Um poço está em operação até que suas atividades sejam
interrompidas temporária ou definitivamente por motivos variados.
Durante toda essa etapa do poço, deve-se haver a garantia de que as barreiras
construídas nas fases anteriores sejam utilizadas corretamente e exerçam suas
funções como planejadas. Essa garantia é feita através de testes e manutenções
programadas dos equipamentos, principalmente equipamentos definidos como
críticos durante a fase de projeto.
21
A periodicidade e a forma em que o monitoramento e a manutenção dos
elementos devem ocorrer são estabelecidos por manuais de boas práticas de
integridade de poço, normas específicas ou manuais próprios de cada empresa.
A fase de intervenção pode ou não ocorrer em um poço, pois só é necessária
quando é preciso realizar alguma alteração no fundo do poço e que para tal seja
inevitável a parada do poço, a qual é considerada pelo RTSGIP como abandono
temporário, o qual pode ou não ser monitorado. Essa fase de intervenção carrega
bastante criticidade e para que aconteça com segurança, é necessário que se defina
os requisitos para avaliar as barreiras do poço antes e depois de uma intervenção, a
qual exige a quebra dos CSBs pré-estabelecidos do poço (Gouda e Aslam, 2018).
Essa fase exige que seja feita uma análise de risco e gestão de mudança, visto que
toda a estrutura planejada de segurança do poço está comprometida.
A Figura 2.2 representa um exemplo de dois conjuntos solidários tipicamente
utilizados durante a fase operacional do poço, sendo os componentes dos CSBs
primário e secundário descritos.
Essas duas fases quando relacionadas a poços em campos maduros geram
bastante preocupação aos órgãos de segurança como a ANP, por se tratarem de
poços que estão em sua maioria operando há décadas, e foram construídos em
épocas que a integridade de poços não era um assunto tão discutido no meio da
indústria de óleo e gás e por isso muitas vezes ficava de fora dos projetos de
perfuração e completação.
22
Figura 2.2 – Exemplos de barreiras primária e secundária de um poço na fase de operação
Fonte: Torbergsen et al. (2012).
2.4.3 Fase de abandono
A fase de abandono pode ser dividida em abandono temporário ou permanente
do poço.
O abandono temporário de poços é considerado durante dois tipos de situação:
quando um poço injetor ou produtor já se encontra completado com todos os
equipamentos, aguardando o início de sua operação; ou quando poços já em
operação encontram-se fechados por motivos operacionais ou estratégicos (IBP,
2017).
23
Por outro lado, o abandono permanente se refere à poços fechados que
apresentam CSBs permanentes sem que haja interesse de reentrada futura ao poço
(IBP, 2017).
A Figura 2.3 apresenta um exemplo típico de abandono temporário de um poço
por motivo estratégico ou operacional com CSB temporário, e os respectivos
elementos constituintes de cada CSB.
Figura 2.3 – Exemplo de abandono temporário após a instalação do revestimento de
produção
Fonte: IBP (2017).
A Figura 2.4 exemplifica um abandono temporário realizado após a
completação de um poço a fim de aguardar o momento em que esse entrará na fase
de operação. Os elementos que compõem os CSBs primário e secundário são
listados.
24
Figura 2.4 – Exemplo de abandono temporário de poço completado para uma zona, com
árvore de natal
Fonte: IBP (2017).
A Figura 2.5 demonstra um típico abandono permanente de poço com CSBs
permanentes, como os tampões de cimento. Esse e outros elementos que compõem
os conjuntos de barreira são apresentados separadamente em CSB primário e
secundário.
25
Figura 2.5 – Exemplo de abandono permanente com isolamento de intervalo com potencial de
fluxo no poço aberto
Fonte: IBP (2017).
A fase de abandono permanente deve ser minuciosamente estudada, pois deve
garantir que não haja qualquer vazamento de fluido em qualquer situação futura que
possa vir a ocorrer na área em que o poço se situa.
26
3 MONITORAMENTO E MANUTENÇÃO DE BARREIRAS
Após sua completação, o poço é colocado para desenvolver sua função, seja
ela produzir, ou injetar. Os principais componentes de um poço durante sua fase
operacional são: a cabeça de poço, a árvore de natal, as válvulas de segurança de
subsuperfície, como a DHSV (downhole safety valve), e a coluna de produção/injeção
e packers.
3.1 COMPONENTES DE UM SISTEMA DE PRODUÇÃO
A árvore de natal e a cabeça de poço são equipamentos primordiais para a
garantia de segurança do poço, são compostas principalmente por válvulas que
asseguram a estanqueidade do poço como um todo, ou seja, previnem que não haja
fluxo do poço para o ambiente através dos anulares ou mesmo pela coluna de
produção até a superfície.
A árvore de natal consiste em um corpo acoplado na cabeça de poço com
válvulas para segurarem o fluxo do poço. Pode ser classificada como seca (também
conhecida como convencional) ou molhada (também conhecida como não
convencional) vertical ou horizontal. A primeira tem menor complexidade por ser
usada em poços onshore ou de lâmina d’água rasa. Essa é manuseada diretamente
pelo operador, pois fica localizada na plataforma. Já a molhada é utilizada em poços
subsea e sua operação não ocorre de forma direta como na seca, mas sim através de
comandos dados pelo operador, afinal fica instalada no fundo do mar, e é ligada à
superfície através de cabos.
As válvulas que equipam a árvore de natal convencional (ANC) são do tipo
gavetas e podem ter acionamento hidráulico, pneumático e/ou manual. A Figura
3.1ilustra esse tipo de árvore de produção. Uma ANC geralmente possui as seguintes
válvulas em seu corpo:
Válvulas mestres – ou master, sendo uma inferior manual e uma
superior com acionamento hidráulico;
27
Válvulas laterais– ou wing, sendo uma manual e uma com
acionamento pneumático
Válvula de pistoneio – ou swab, sendo apenas uma manual.
As válvulas master e a wing que possuem mais de uma no corpo da árvore
servem como redundância, a fim de realizar a estanqueidade no caso de a principal
falhar.
Figura 3.1– Ilustração de árvore de natal convencional
Fonte: Garcia et al. (2002).
A árvore de natal molhada (ANM) também é constituída por um conjunto de
válvulas gaveta, porém, além disso, possui um conjunto de linhas de fluxo e um
sistema de controle a ser interligado ao painel que fica na plataforma, por onde todos
os comandos são enviados.
As válvulas que compõem normalmente o corpo de uma ANM, como mostra o
esquemático da Figura 3.2, são:
Válvula mestra de produção (M!) – ou master1;
Válvula mestra de anular (M2) – ou master2;
Válvula lateral de produção (W1) – ou wing1;
Válvula lateral de anular (W2) – ou wing2;
28
Válvula de pistoneio de produção (S1) – ou swab1;
Válvula de pistoneio de anular (S2) – ou swab2;
Válvula de interligação (XO) – ou crossover.
Figura 3.2– Esquemático das válvulas de uma árvore de natal molhada
Fonte: Garcia et al. (2002).
As funções da árvore são de fornecer um canal de fluxo para os
hidrocarbonetos de dentro da coluna para as linhas de superfície com a capacidade
de parar o fluxo fechando a válvula máster, de dar acesso vertical ao poço através da
válvula swab, e de viabilizar um ponto de acesso onde o fluido de amortecimento
(fluido para controlar a pressão do poço, e amortece-lo) pode ser bombeado para a
coluna de produção.(NORSOK D-010, 2004). As válvulas laterais têm o objetivo de
assegurar que o fluxo de dentro do poço não saia para a superfície enquanto outros
equipamentos são introduzidos ao poço, geralmente através de arame.
Dessa forma, para se assegurar que as válvulas geram a segurança necessária
para o poço, devem-se realizar os testes e manutenções necessárias por períodos
determinados pela operadora, os quais devem seguir alguma norma ou manual de
boas práticas.
29
A AN fica acoplada à cabeça de poço através de adaptadores, os quais cobrem
o suspensor de coluna e viabiliza a passagem de fluido de acionamento até a DHSV
por meio de gaxetas.
A cabeça de poço pode ser seca ou molhada (poços subsea), assim como a
árvore de natal, e é composta pelas válvulas dos anulares, podendo ser de duas
válvulas (em poços mais simples com anulares A e B) ou mais (em poços com mais
fases e consequentemente maior quantidade de anulares monitoráveis), suspensor
de revestimento/coluna de produção (mais conhecido pelo termo em inglês:
casing/tubing hanger) e conjunto de vedação do poço, como ilustra a Figura 3.3.
Segundo a revisão 3 da NORSOK D-010 (2004), a instalação da cabeça de
poço seca deve obrigatoriamente prover acesso a todos os anulares para que facilite
o monitoramento das pressões dos anulares e a drenagem ou injeção de fluidos,
quando necessário. Já para a instalação da cabeça de poço subsea deve garantir
acesso ao revestimento através do anular da coluna, pelos mesmos motivos da
cabeça seca.
As funções de uma cabeça de poço é proporcionar suporte mecânico para os
revestimentos e coluna do poço que ficam suspensos e realizar a conexão da árvore
de natal, além de evitar o fluxo do poço aberto e anular para a formação ou o meio
ambiente. Para garantir que essas funções realmente sejam cumpridas, as válvulas
de anulares devem ser testadas tanto com pressão, quanto para garantir que está
funcionando como necessário. Por fim, os anulares devem ser frequentemente
monitorados.
30
Figura 3.3– Representação de cabeça de poço com válvulas de controle de pressão dos
anulares A e B
Fonte: Cameron (2006).
O maior componente do poço durante sua fase operando é a coluna de
produção, a qual é formada além do tubular, por uma quantidade de menores
componentes, como é ilustrado na Figura 3.4 cada qual com sua função.
A seleção de tubulação depende de algumas características do poço, como
diâmetro dos revestimentos das fases anteriores, máxima vazão esperada, tipo e
características do fluido a ser produzido e os esforços mecânicos aos quais a coluna
estará submetida ao longo de toda sua vida útil (tensões de tração, colapso e pressão
interna). A coluna deve ser escolhida de modo a se ter confiabilidade de vedação,
para que não se espere orifícios, problemas nos conectores, ou mesmo corrosão após
a exposição da coluna ao fluido produzido.
Na extremidade inferior da cauda de produção, mas também em outras partes
da coluna, é instalado a sub de pressurização (shear-out), a qual permite o
tamponamento temporário da coluna enquanto necessário, e sua abertura é feita
através da pressurização da coluna.
Os subs conhecidos como nipples, também chamados de perfis assentamento,
são responsáveis por alojarem plug sem profundidades pré-definidas para realizarem
31
isolamento de áreas produtoras, além de assentar válvulas de pé (válvulas que
permitem a transmissão de fluxo por apenas uma direção, também conhecida por
standing valves) para impedir que haja perda de fluido para formação e chokes os
quais permitem a produção simultânea de duas zonas com pressões diferentes.
Outra parte importante instalada na coluna é a camisa deslizante (sliding
sleeve), a qual permite a comunicação anular-coluna ou coluna-anular através de uma
camisa interna que é aberta ou fechada por operações com arame. A camisa
deslizante é usada em momentos como a estimulação logo após a completação do
poço ou como back-up em casos em que a coluna esteja inevitavelmente oclusa.
Por fim, um dos mais importantes equipamentos que atuam junto à coluna é o
packer de produção, feito de borracha para gerar vedação e pinos de assentamento
e desassentamento. Esse elemento possui inúmeras funções, sendo algumas delas
servir de elemento da barreira primária (junto á coluna de produção, DHSV,
revestimento de produção e a cimentação do anular abaixo do packer), proteger o
revestimento acima dele de pressões e fluidos da formação que possam causar dano,
nos casos em que o tipo de elevação seja gas-lift, o packer possibilita a injeção
controlada pelo anular do poço, além de permitir a produção seletiva de mais de uma
zona produtora através de uma só coluna. Os packers são assentados por diferença
de pressão do exterior e interior da coluna (Garcia et al., 2002).
Figura 3.4– Exemplo de composição da coluna de produção e seus elementos
Fonte: Renpu (2011).
32
Além das válvulas citadas anteriormente, ainda há mais um importante
elemento de barreira do poço durante sua fase de operação, que fica localizada no
interior da coluna de produção do poço, chamada SCSSV (Surface-Controlled
Subsurface Safety Valve), a qual pode ser classificada como DHSV (Down Hole Safety
Valve). Deve ser instalada em todos os poços de hidrocarbonetos que possuem
pressão de reservatório suficiente para ser classificado como poço surgente. Sua
instalação é realizada a cabo podendo ser pelo interior, ou enroscada à coluna de
produção durante a completação do poço, como ilustrado na Figura 3.5. Sua
profundidade ideal de instalação (a qual garante melhor segurança ao poço ao longo
de sua vida operacional) deve ser determinada durante a fase de projeto da
completação do mesmo, levando em conta alguns fatores, sendo o principal deles a
expectativa de não formação de hidratos, e outras características, como:
a. em poços dotados de bombeio mecânico, a DHSV deve estar
abaixo da válvula de pé (também conhecida como check valve, por ser uma
válvula de sentido único de fluxo);
b. em poços subsea com árvore de natal molhada, deve estar
instalada o mais próximo do fundo do mar;
c. em poços cujo método de elevação seja gas-lift, deve se localizar
logo após o último mandril; ou
d. quando há canhoneado frente às formações produtoras, na altura
média do poço produtor junto ao packer.
Para a garantia da integridade do poço durante sua fase de operação, os
equipamentos e suas partes consideradas barreiras de fluxo para o poço devem ser
testados e verificados de forma a assegurarem o exercício de suas funções de
maneira eficiente para trazerem segurança durante toda a atividade do poço.
Para tal, são realizados testes e manutenções periódicas em cada parte dos
equipamentos, segundo instruções específicas de cada equipamento e seus
fabricantes.
33
Figura 3.5 – Ilustração de dois tipos de DHSV. Do lado esquerdo do tipo
tubingmounted, do direito, insertável.
Fonte: Garcia (2002).
3.2 SISTEMAS DE MONITORAMENTO
O gerenciamento do monitoramento das barreiras do poço é peça chave do
sistema de gerenciamento de integridade de poço, visto que proporcionam
confiabilidade para que os equipamentos realmente impeçam o fluxo descontrolado
do interior do poço para a superfície.
Gerenciar o monitoramento de um equipamento significa estabelecer
detalhadamente seus testes, inspeções visuais e manutenções quando necessário.
Os detalhes mais importantes que são gerenciáveis nesse momento são a
periodicidade e a maneira em que cada barreira será monitorada.
A periodicidade de monitoramento das barreiras do poço é estabelecida
considerando o desenho do poço, a presença de pressão anular, os procedimentos
34
estabelecidos pelo operador e os requisitos da agência governamental ou melhores
práticas da indústria para o estabelecimento de frequências de monitoramento (API
RP 90). A forma como os testes e manutenções serão realizados deve, na maior parte
das vezes, seguir as normas e resoluções, além de considerar instruções do
fabricante dos equipamentos, os quais geralmente respeitam certos padrões já
firmados na indústria de petróleo mundial. Os principais equipamentos citados
anteriormente como exemplos de barreiras utilizadas em poços durante sua produção
ou injeção são monitorados e testados seguindo seus critérios de aceitação.
3.2.1 Monitoramento e teste das válvulas da árvore de natal
O teste de desempenho das válvulas da árvore fornece um método prático de
confirmar a capacidade do sistema de desempenhar as funções de segurança do
projeto. Na instalação inicial, os testes devem ser realizados para verificar se todo o
sistema, incluindo a válvula de fechamento final ou o dispositivo de controle, é
projetado e instalado para fornecer uma resposta adequada às condições externas.
Posteriormente, testes operacionais periódicos devem ser realizados, pelo menos
anualmente, para substanciar a integridade de todo o sistema, incluindo a estação de
processo ou o desligamento da plataforma, se necessário. Os dispositivos e sistemas
de segurança devem ser testados em intervalos regulares especificados em pelo
menos anuais. Intervalos alternativos de teste podem ser estabelecidos com base na
experiência de campo, na política do operador ou nos regulamentos governamentais.
A fim de estabelecer um intervalo de teste alternativo além da frequência
recomendada pela norma API RP 14C ou fora daqueles ditados por regulamentações
governamentais, o intervalo de teste alternativo deve garantir confiabilidade do
dispositivo igual ou maior que a confiabilidade demonstrada pela frequência de teste
recomendada / exigida.
O teste e verificação de estanqueidade do corpo da árvore e suas válvulas deve
ser realizado de tuas formas: por alto e baixo diferencial de pressão na direção de
fluxo do poço, sendo a baixa pressão 3,5 MPa (aproximadamente 34,5 atm). Durante
o teste de estanqueidade das válvulas da árvore de natal, o operador deve pressurizar
as linhas da árvore fechando a dupla de válvulas que se deseja testar ao longo de um
35
tempo pré-determinado de dez minutos. Se houver vazamento dentro do permitido
pelo manual ou procedimento de teste das válvulas da AN, as válvulas testadas
estarão aptas a realizarem sua função de estanqueidade. Por outro lado, se a pressão
cair e houver vazamento fora do aceitável, o responsável pelo teste e manutenção
deverá reportar o problema, normalmente, ao sistema responsável pelo
monitoramento, ou às pessoas responsáveis e realizar a manutenção ou troca das
válvulas conforme instrução do fabricante o mais rápido possível, utilizando sempre o
procedimento indicado para aquele tipo de árvore. Nessas situações em que falhas
são reportadas e a manutenção não ocorre no momento em que se detecta o mal
funcionamento da válvula, deve ser feito um estudo para apontar possíveis riscos
consequentes da prorrogação da troca da válvula falhada, e como resultado desse
estudo, deve-se elaborar um documento de análise de risco, de maneira a aceitar ou
não a prorrogação, bem como para encontrar maneiras de diminuir ou sanear os riscos
encontrados. Caso as válvulas do envelope de barreira estejam fora de conformidade,
o poço não poderá operar até que o problema seja corrigido. As válvulas que são a
última barreira para o meio ambiente (a swab e a lateral, normalmente) não devem
vazar nenhum volume de fluido, por menor que seja. Se a taxa de vazamento não
puder ser medida diretamente, a medição indireta pelo monitoramento da pressão de
um volume fechado à jusante da válvula deve ser executada e registrada.
O teste deve ser registrado, para que o gerenciamento das barreiras seja feito
a partir de certificados de boa funcionalidade dos elementos de barreira do poço.
3.2.2 Monitoramento e teste dos revestimentos, tubo de produção e anulares
Para as válvulas dos anulares (do condutor, de revestimento de superfície, de
revestimento intermediário e de revestimento de produção que forem possíveis de
medir), deve-se realizar o monitoramento na frequência pré-determinada das
pressões dos anulares que podem ser medidos, ou seja, aqueles que não estão
cimentados até o topo, ou que foram instalados de forma cravada por exemplo.
Segundo a API RP 90 (2012), a qual escreve as melhores práticas da indústria
em relação ao gerenciamento de pressões nos anulares em poços offshore, o
36
programa de monitoramento da pressão dos anulares deve levar em consideração
alguns princípios importantes:
O nível de segurança deve ser mantido de acordo com o que já é
considerado por métodos prescritivos históricos;
Deve-se relacionar diretamente a pressão do anular com o
controle de poço, sendo a principal preocupação nesse caso a perda de
controle de poço tanto na superfície, quanto na subsuperfície;
A SCP (Sustained Casing Pressure) é a pressão de revestimento
excessiva que persiste mesmo depois de se realizar o dreno indica que há
uma parte do sistema de barreira do poço que possui vazamento;
A maioria dos vazamentos é resultado de uma combinação de
defeitos e/ou eventos menores, e não pelo fato de se exceder as
especificações de projeto do sistema de poço;
Nem toda pressão de anular de revestimento representa algum
aumento significativo de risco;
O nível aceitável de risco pode ser estabelecido para um grande
número de anulares usando critérios que exigem um mínimo de conhecimento
e esforço, baseando principalmente em dados obtidos por experiência;
Os anulares que não atendem a um nível aceitável de risco
devem ser avaliados caso a caso;
Todos os testes de monitoramento e diagnóstico devem ser
documentados adequadamente.
Esse último princípio é muito importante para o monitoramento em si, além de
que através disso, se constrói um histórico para servir de base para estabelecer novos
e mais criteriosos métodos prescritivos para o acompanhamento das pressões de
anulares
Ainda segundo a API RP 90, os níveis aceitáveis de risco causados pela
pressão de anular são estabelecidos seguindo três principais regras:
i. Se o poço exibir pressão de anular menor ou igual a 100 psig,
apresenta um risco baixo e deve apenas ser monitorado;
37
ii. Se o poço exibir SCP, deve-se realizar drenagem até 0 psig e
nesse caso se realmente for possível realizar a drenagem até 0 psig, o risco
apresentado por ele é aceitável, pois isso indica que sua taxa de vazamento
é baixa, o que quer dizer que seu sistema de barreiras ainda é efetivo.
iii. Por último, uma Pressão Máxima Admissível de Operação da
Cabeça de Poço (MAWOP) é calculada, na qual a pressão anular máxima
permitida para cada anular é determinada. O cálculo MAWOP é aplicável ao
SCP, à pressões de revestimento térmica e pressões de revestimento
impostas pelo operador. O estabelecimento do MAWOP para os anulares
apresenta um risco aceitável, uma vez que minimiza o risco de explosão ou
colapso dos tubulares.
Se as pressões de revestimentos não se enquadram em nenhuma das três
regras acima, deve-se estabelecer o risco gerenciado de forma caso a caso.
Os testes de pressão adicionais que devem ser realizados para garantir a
integridade mecânica do anular e cabeça de poço são o de drenagem e o de build-up,
independentemente do tipo de teste, a frequência de sua realização deve ser
consistente com o plano de gerenciamento de pressão do anular do operador. A
condição inicial que resultou no acréscimo de pressão do anular não é uma condição
estática. Devido à erosão, corrosão e ciclos térmicos, por exemplo, a comunicação
com uma fonte de pressão pode aumentar ou piorar com o tempo. A pressão de anular
do revestimento deve ser reavaliada periodicamente para determinar se a taxa de
vazamento ainda está dentro dos limites aceitáveis. Todos os testes subsequentes de
drenagem/build-up devem ser realizados somente depois de considerar
cuidadosamente todas as possíveis consequências para o poço. Cada vez que um
anular com SCP é drenado, o fluido anular original está sendo removido e substituído
por um fluido diferente, possivelmente fluido de produção. Este processo pode
aumentar as pressões vistas no anular e pode aumentar rapidamente a gravidade do
problema.
Além disso, a integridade da vedação do cimento no anular pode ser danificada
pelo ciclo de pressão, causado pela quantidade excessiva desses testes, os quais
podem causar rachaduras por tensão de tração no cimento. Essas rachaduras
induzidas por estresse podem aumentar substancialmente a taxa de fluxo e o volume
38
dos fluidos de formação que alimentam a SCP no anular testado. Por esse motivo,
condições seguras de ciclagem de pressão para o tipo e design específico do cimento
no anular devem ser consideradas.
Os testes subsequentes de avaliação da pressão anular devem ser realizados:
Periodicamente, de acordo com o programa de gerenciamento de anular
do operador em poços com SCP, pressão térmica de revestimento e/ou pressão de
revestimento imposta pelo operador.
Depois que o poço sofre intervenção, desvio ou é estimulado por ácido.
No caso de haver alteração significativa da pressão anular entre os
intervalos de teste de rotina.
3.2.3 Monitoramento e teste das válvulas SCSSV
Após a instalação da SCSSV no poço, a válvula deve ser fechada em condições
de mínimo ou nenhum fluxo através da operação do sistema de controle. A verificação
da operação de fechamento pode ser realizada pelo teste de aumento de pressão, ou
de fluxo. A DHSV deve, então, ser reaberta seguindo os procedimentos no manual de
operação do fabricante.
As SCSSVs devem ser testadas em sua instalação e em um intervalo máximo
de seis meses, a menos que regulamentos locais, condições e/ou evidências
históricas documentadas indiquem um intervalo de teste diferente, o qual não deve
exceder 12 meses.
Para o teste da SCSSV deve-se rotineiramente realizar drenagem e
pressurização da linha de controle, como normalmente é recomendado pelo fabricante
da válvula, a fim de se manter a área de fluxo da linha livre de detritos. Assim, para o
teste de vazamento deve-se isolar o sistema de controle do poço a ser testado,
aguardar pelo menos cinco minutos para que o fluido no mecanismo de fechamento
da DHSV esteja estável, registrar a pressão da coluna fechada, observar se a pressão
na linha de controle se mantém estável, ou se há aumento ou queda. Caso haja, algo
não está em conformidade e deve ser investigado. Qualquer vazamento que ocorra
na válvula lateral ou na válvula de linha de fluxo deve ser identificado, localizado,
medido e monitorado ao longo de todo o teste, o qual deve levar em consideração
39
esse vazamento para seus resultados. Assim, deve-se drenar o máximo de pressão
possível da coluna acima da DHSV e fechar o poço, registrando as pressões
resultantes. Após o registro dos resultados, é preciso realizar uma análise técnica dos
vazamentos, a qual é sugerida pela API RP 14B (2015) que seja menor ou igual a
0,43 m3/min se o fluido for gás, ou 0,0004 m3/min se for líquido. Se os valores
ultrapassarem esses parâmetros, o poço deve continuar fechado até que a falha da
válvula seja corrigida, ou a válvula seja trocada por uma que esteja em perfeito
funcionamento.
O fluxograma mostrado na Figura 3.6 representa de forma simplificada como
se deve agir nos casos de cada teste de válvula ser aceito ou não. Nele é possível
perceber que no caso de falha nos testes da Safety Shutdown Valve (SSV), ou seja,
as válvulas automáticas da AN, ou da SCSSV, pode-se haver a necessidade de fechar
o poço até a correção das falhas para, assim, assegurar a segurança do meio
ambiente e das pessoas envolvidas com a operação do poço.
Além dos testes, também faz parte do monitoramento das barreiras a inspeção
visual do entorno do poço. Essa etapa é importante para a detecção de falhas como
incrustações ou pontos de corrosão nos equipamentos visíveis durante a operação do
poço, dessa forma, só é possível enxergar aqui as válvulas da cabeça do poço e da
árvore de natal.
Essa inspeção visual também deverá ter sua frequência de realização
estipulada pela empresa operadora, levando em consideração a criticidade do
ambiente do poço, a facilidade da realização de inspeções visuais, e manuais de boas
práticas sobre o assunto, como o Caderno de Boas Práticas de E&P - Diretrizes para
Monitoramento de Poços em Abandono Temporário, escrito por um grupo de trabalho
formado pelo IBP (Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis) em conjunto
com pessoas da indústria de óleo e gás e da Agência reguladora ANP, o qual descreve
formas efetivas de se classificar os poços a fim de se determinar frequências de
inspeção visual e de monitoramento. Vale ressaltar que poços de árvore de natal e
cabeça de poço secas exigem menor complexidade para de se examinar esses
equipamentos do que em poços de completação molhada, os quais exigem auxílio,
como o de um ROV (Veículo Submarino Operado Remotamente) para realização
dessa tarefa.
40
Figura 3.6 – Fluxograma de análise de testes de integridade nos elementos de barreira
durante a fase operacional do poço
Fonte: Kairon & Lane (2008).
3.3 MONITORAMENTO USANDO INTELIGÊNCIA ARTIFICIAL
A indústria de óleo e gás tem percebido de forma gradativa a importância e o
ganho de se utilizar novas tecnologias através da inteligência artificial em várias
etapas da vida de um poço, e não é diferente para a fase de monitoramento das
barreiras de fluxo durante o período em que o poço se encontra em operação.
Pelo fato de, geralmente, um campo possuir um número significativo de poços
produtores e/ou injetores, o gerenciamento da manutenção de no mínimo os principais
equipamentos que formam as barreiras se torna muito mais complexo e arriscado.
Isso tem se tornado um grande motivo para que se venha discutir novas técnicas
utilizando a inteligência artificial para a realização do monitoramento de forma que a
atenção dada a todos os poços de um campo, ou mesmo de mais de um operado por
41
uma mesma empresa, seja realizado analogamente, através da aplicação dos
parâmetros (frequência, prática de monitoramento, entre outros) escolhidos pela
operadora ou consórcio.
Um grande exemplo da aplicação de inteligência artificial no setor de óleo e gás
se refere ao campo Ivar Aasen, localizado na costa da Noruega, no qual um grande
operador conseguiu modernizar seu sistema de controle em uma plataforma offshore
no ano de 2016. Apesar de não termos muitos exemplos atualmente com relação ao
emprego dessa inovação, o caso mencionado da atuação da operadora no Mar do
Norte demonstra o quanto a inteligência artificial e a utilização da tecnologia tem a
agregar à indústria, e que não muito distante dos dias de hoje, ela se tornará cada vez
mais comum.
3.3.1 Inteligência artificial aplicada em plataforma no campo Ivar Aasen
O campo de Ivar Aasen no Mar do Norte, localizado a 180 km da costa
norueguesa e em uma lâmina d'água de 110 m, produz em média 60.000 barris por
dia. Ivar Aasen está situado em uma região que apresenta condições adversas de
E&P, como frequentes tempestades e elevado teor de sal corrosivo que afeta
equipamentos e a infraestrutura. Desde o início da produção em dezembro de 2016,
a empresa operou a plataforma usando duas salas de controle redundantes, sendo
uma localizada a bordo e a outra em terra, a mil quilômetros de distância, em
Trondheim, cidade da Noruega localizada a cerca de 500 km de Oslo.
O campo é operado por uma grande operadora do Mar de Norte que atua no
litoral do país e investiu na implementação de inteligência artificial para monitoramento
remoto de barreiras através de uma conhecida ferramenta chamada IoT (Internet of
Things em inglês), ou Internet das Coisas.
Essa ferramenta é um marco na transformação digital na indústria, e não seria
diferente na de óleo e gás. A IoT é conhecida por realizar a comunicação de máquina
para máquina (M2M) através da internet. Nesse tipo de atividade, a interferência
humana direta é a menor possível, visto que, resumidamente, os sensores e
dispositivos inteligentes fazem o serviço de capturar dados que são enviados
posteriormente para um sistema de computação, o qual é responsável por analisar as
42
informações recebidas e usá-las para gerenciar as ações de cada equipamento ou
instrumento ligado a essa rede.
Através da IoT, a operadora realiza o monitoramento de condições (CM) dos
equipamentos de produção da plataforma de forma remota, e a partir desse
monitoramento é possível dar suporte ao modelo de manutenção baseado em
condições (CBM) de forma mais proativa e até mesmo preditiva.
Uma grande característica presente na abordagem do monitoramento de
condições do modelo de CBM é a criação de dados de alta qualidade por meio de um
método de registro de data e hora dos eventos de cada dado. Esta é uma técnica de
amostragem de dados dinâmicos que é orientada por eventos através de anomalias
nos dados de monitoramento de desempenho dos equipamentos. Esses dados são
obtidos por meio das conexões do sistema CM com os sistemas elétrico, de
instrumentação, de controle e de telecomunicação (EICT) incorporados na estrutura
de topside da plataforma. Com o registro de data e hora dos eventos nos fluxos de
dados do monitoramento de controle, a equipe da sala de controle da plataforma pode
identificar as sequências de eventos com mais precisão, ajudando-os a diagnosticar
problemas mais rapidamente e com maior assertividade.
Desde o começo de 2019, após a sala de controle onshore ter se mostrado
totalmente capaz de atender aos altos padrões de desempenho e segurança
necessários, a sala de controle a bordo foi desativada, e o monitoramento e o controle
operacional é realizado exclusivamente nas instalações em terra, demostrando o
imenso potencial da aplicação da inteligência artificial na indústria de petróleo
(Settemsdal, 2019).
43
4 ABORDAGEM DA INTEGRIDADE DE POÇOS NO MUNDO
Cada região possui suas peculiaridades, sejam geográficas, ou regulatórias.
Portanto as empresas têm de adaptar seu sistema de gestão de integridade de poços
para os diferentes ambientes encontrados. Nesse capítulo veremos exemplos de
alguns estudos realizados no intuito de diminuir os problemas com integridade de
poço.
4.1 NORUEGA
Uma série de incidentes relacionados a poços, com significante impacto e
potencial para grandes acidentes, levou a Autoridade de Segurança do Petróleo (PSA)
da Noruega a lançar uma pesquisa piloto para integridade de poços. Foram
selecionados 406 poços, interligados a 12 instalações de sete diferentes companhias.
O agente regulador norueguês notificou as companhias a apresentarem
informações relacionadas a integridade desses poços, e responder uma planilha a
partir do fluxograma da Figura 4.1.
Figura 4.1 – Diagrama de Fluxo
Fonte: Vigneset al. (2008).
44
Da análise da documentação pelo PSA e pelas consultorias especializadas
contratadas, foram identificados os seguintes desvios: deficiências no tratamento de
não conformidades, gestão de mudança ruim, não inclusão de equipamentos e
elementos críticos no sistema de manutenção, problemas devidos a conversão do
poço (o poço não fora projetado anteriormente para ter uma conversão de produtor
para injetor e vice versa).
Além disso, existem exemplos onde as transferências de informações críticas
foram insuficientes/ineficientes durante aquisições de licença, passagem da equipe
de projeto para operação e troca de operadores (Vignes et al, 2008).
A quantidade dos poços que tiveram falha de integridade, problema ou
incerteza está no gráfico da Figura 4.2.
Figura 4.2 - Poços produtores, injetores e total com falhas de integridade
Fonte: Vignes et al. (2008).
Dos 406 poços, 75 tiveram falhas relacionadas as barreiras de integridade, um
percentual de 18%.
No Figura 4.3 é detalhado qual elemento de barreira falhou em cada um dos 75
poços.
48
27
75
0
10
20
30
40
50
60
70
80
Produtores Injetores Total
Nú
mer
os
de
Po
ços
Poços com Falhas de Integridade, Problemas ou Incertezas
45
Figura 4.3 – Gráfico representando relação de elementos de barreira com falhas
Fonte: Vignes et al. (2008).
Após as análises e alguns encontros com as companhias para discussão e
entendimento dos documentos apresentados, o PSA listou alguns pontos de melhoria
para a indústria:
Melhoria dos sistemas de confiabilidade e monitoramento dos
poços;
Desenvolver melhores visualizações de barreiras, que sejam de
fácil entendimento e uso;
Padronização das visualizações, qualificações técnicas e
documentações;
Definir os dados e informações mínimos a serem passados entre
equipes, na troca de serviços (projeto-perfuração, perfuração-completação,
completação-produção, produção-perfuração, etc);
Melhoria e qualificação da forma de trabalho;
Monitoramento e manutenção da integridade mecânica das
barreiras.
42 2
9
29
1
8 84
2 1 1 1 2 1
0
5
10
15
20
25
30
35
Elemento de Barreira que Falharam
Número de Poços com Problemas de Integridade
46
4.2 NIGÉRIA
Em 2003, a Shell Nigéria, montou uma equipe para fazer um estudo das
práticas do passado e atuais, a fim de colocar em prática uma gestão da integridade
de poços que se assegura que essa questão fosse tratada adequadamente.
A equipe identificou que o processo de gerenciamento de integridade de poços,
deveria incluir:
Identificação e categorização dos problemas de integridade de
poço;
Formação de um banco de dados, que permita armazenar,
monitorar, e incluir mudanças em tempo real;
Avalição de risco, para identificar os problemas mais severos, e a
melhor alocação de recursos financeiros;
Definição de procedimentos padrão, e requisitos mínimos de
segurança;
Um sistema de gerenciamento que interligue todas as
informações, indicadores, procedimentos, necessários a garantia da
integridade dos poços.
A Shell levou cerca de onze meses para implantação desse sistema. Como
benefícios intangíveis, na implementação de um sistema de gerenciamento de
integridade de poços, podemos citar uma maior facilidade das empresas em conseguir
suas licenças junto aos órgãos reguladores e ambientais para operar, uma melhoria
na reputação e imagem corporativa da empresa, além é claro da segurança da força
de trabalho e meio ambiente.
Além disso, Shell Nigéria obteve uma melhoria financeira visto que de um total
de 24 poços foi obtido melhoria de produtividade em 21, o trabalho feito restaurou o
potencial de produção de 40 mil barris por dia com um ganho adicional de 25 mil barris
por dia, isso devido às intervenções feitas nos poços para tratar as falhas de
integridade (Wakama et al., 2004).
47
4.3 BRASIL
Um estudo em 2013, feito com suporte da PETROBRAS e Unicamp, fez uma
análise de integridade de poço para predição de intervenções.
Primeiramente foram identificados os CSBs baseados nos projetos do pré-sal
brasileiro que estão representados na Figura 4.4. A Legenda para cada elemento de
barreira está no quadro da Figura 4.5.
Figura 4.4 – (a) Esquemático completo da análise de confiabilidade, (b) CSB primário, CSB secundário
Fonte: Da Fonseca et al.(2013).
48
Figura 4.5 – Quadro com a legenda esquemática dos poços do pré-sal
WXT Árvore de Natal Molhada TH Suspensor de coluna
M1 Mestre 1 ou válvula mestre de produção PAB Base do adaptador da produção
W1 Lateral 1 ou válvula lateral de produção VX Selo VX
S1 Pistoneio1 ou válvula de pistoneio WH Cabeça de poço
XO Válvula de interligação GLM Mandril de gas-lift
M2 Mestre 2 ou válvula mestre do anular ICV Válvula de controle de influxo
W2 Lateral 2 ou válvula lateral do anular CIM Mandril de injeção de químicos
S2 Pistoneio2 ou válvula de pistoneio do anular PDGM Medidor de fundo de poço
AIV Válvula de intervenção do anular
Fonte: Da Fonseca et al. (2013)
Para cada componente dos CSBs foram identificados o modo de falha, taxa de
falha, tempo médio para a falha e a confiabilidade que estão na Figura 4.6.
Para quantificar a confiabilidade e o tempo de falha de cada CSB, foi
considerada a seguinte relação entre cada elemento de barreira que é mostrado na
Figura 4.7.
49
Figura 4.6 – Quadro com os componentes do CSB, modos de falha, taxa de falha e
confiabilidade em 27 anos
CSB Barreira Modo de falha Taxa de falha
(por 106 horas)
Tempo médio para a
falha (ano/poço)
Confiabilidade
CSB
Pri
már
io
Rocha Capeadora (Anidrita) - 0,0000 - 1,0000
Liner Cimentado Vazamento externo 0,0580 1967 0,9864
Packer de Produção Vazamento no Revestimento
do Anular 0,1210 942,8 0,9718
Coluna de Completação acima do Packer e Abaixo da Coluna da SSSV
Vazamento no Revestimento do Anular
0,2500 456,3 0,9425
Mandril de Gas-Lift (e válvula) Vazamento no Revestimento
do Anular 11,900 9,586 0,0598
SSV
Falha para fechar 0,5600 203,7 0,8759
Vazamento no Revestimento do Anular
0,3161 360,9 0,9279
Vazamento em posição fechada
0,7200 158,4 0,8433
CSB
Sec
un
dár
io
Rocha Competente - 0,0000 - 1,0000
Revestimento de Produção Cimentado Vazamento externo 0,0152 7495 0,9964
Cabeça de Poço Vazamento externo 0,0029 39330 0,9993
Anel de Vedação e Conector H4 Vazamento Interno 0,0028 40740 0,9993
Vazamento externo 0,1300 877,5 0,9697
Base Adaptadora de Produção Vazamento Interno 0,1535 743,2 0,9643
Vazamento externo 0,1535 743,2 0,9643
Linha de Válvula de Intervenção no Anular Vazamento externo 0,0500 2281 0,9882
Válvula de Intervenção no Anular
Falha para fechar 0,2500 456,3 0,9425
Vazamento externo 0,0150 7605 0,9965
Vazamento em posição fechada
0,1500 760,5 0,9651
Conexão do Suspensor de Coluna Vazamento no Revestimento
do Anular 0,1000 1141 0,9766
Penetração do Suspensor de Coluna Vazamento Interno 0,1000 1141 0,9766
Corpo do Suspensor de Coluna Vazamento Interno 0,1000 1141 0,9766
Selo do Engate de Produção Vazamento no Revestimento
do Anular 0,1500 760,5 0,9651
Corpo do Engate de Produção Vazamento Interno 0,0030 38030 0,9993
Válvula Mestre de Produção
Falha para fechar 0,2500 456,3 0,9425
Vazamento externo 0,0150 7605 0,9965
Vazamento em posição fechada
0,1500 760,5 0,9651
Árvore de Natal Molhada Vazamento externo 0,1535 743,2 0,9643
Fonte: Da Fonseca et al.(2013).
50
Figura 4.7 – Barreira primária com as relações entre os elementos de barreira
Fonte: Da Fonseca et al. (2013).
De posse das informações de confiabilidade e taxa de falha de cada elemento
de barreira foi possível calcular, a confiabilidade e o tempo de falha de cada CSB e
dos dois conjuntamente, que estão na Tabela 4.1.
Tabela 4.1 – Resultados da confiabilidade dos CSBs
Parâmetro CSB Primário
CSB Secundário
Integridade do Poço
Completado
Confiabilidade 3,70% 65,13% 66,42%
Taxa de Falha Equivalente (10-6 horas)
13,93 1,81 1,73
Tempo Médio para Falha (ano/poço)
9,17 70,49 73,88
Fonte: Da Fonseca et al.(2013).
O modelo foi comparado com dados de 135 poços produtores ou injetores ao
longo de 17 anos, a comparação entre o modelo teórico com os dados reais, podem
ser vistos no gráfico da Figura 4.8.
51
Figura 4.8 – Intervenções motivadas por falha de integridade, modelo teórico versus modelo
real
Fonte: Da Fonseca et al. (2013).
Como é possível ver o modelo teórico é capaz de prever a quantidade de
intervenções na região do pré-sal brasileiro. Isso possibilita prever quais poços irão
precisar de intervenções por falhas de integridade, podendo as empresas atuar de
forma antecipada com manutenções preventivas para evitar essas falhas.
52
5 NOVOS DESENVOLVIMENTOS
Como vimos nos capítulos anteriores, um bom gerenciamento da integridade
de poço, pode ser eficaz na melhoria da integridade das barreiras, otimização da
produção e diminuição dos custos. Com o avanço da tecnologia, principalmente
quanto a medição das variáveis de processo, o operador tem a sua disposição uma
quantidade muito grande de dados para armazenar, tratar e interpretar. Com isso é
necessário que os operadores possuam um bom sistema de gerenciamento de dados,
para uma melhor tomada de decisão.
Algumas das funcionalidades e benefícios que os sistemas inteligentes podem
trazer são:
Monitoramento contínuo da operação, fazendo com que ações
sejam tomadas de forma rápida quando desvios são identificados;
Permitir que os engenheiros trabalhem em inovações e soluções,
já que o sistema é capaz de fazer aquelas tarefas rotineiras;
Minimizar os erros inerentes ao ser humano;
Padronização da interpretação das informações e dos
Indicadores de Performance (KPIs), para todos os ativos;
Foco em manutenção preventiva, a fim de evitar intervenções,
que são de alto custo e diminuem a produção da empresa;
Diminuir a quantidade de poços fechados por problema de
integridade;
Integração eficiente de dados de integridade de poço de várias
fontes;
Interface do software que permita ver de forma macro a
disposição espacial dos poços e suas respectivas informações de integridade,
permitindo aos engenheiros terem a sensibilidade para descobrir o que pode
estar gerando queda de eficiência da integridade do poço;
Banco de dados com a confiabilidade e taxa de falha dos
equipamentos, podendo melhorar a escolha dos materiais em novos projetos;
53
Programação dos testes e manutenção baseado em rendimento
e confiabilidade dos sistemas, diminuindo custos e garantindo que eles não
cheguem à falha;
Garantir a segurança da operação aos trabalhadores e meio
ambiente. (Khreibehet al, 2018)]
5.1 AVANÇOS NO SOFTWARE DE UM OPERADOR DO ORIENTE MÉDIO
Um operador no Oriente Médio desenvolveu um sistema de gerenciamento de
dados de integridade de poço. O sistema é integrado com sistemas de informações
geológicas e os fluxos de trabalho relacionados às atividades de poço. Ele monitora
as informações coletadas e envia notificações automaticamente quando situações
fora dos padrões são encontradas. Esse padrão pode ser definido através de normas
de engenharia, normas dos órgãos reguladores, equipe técnica da empresa, ou os
“performance standards”.
A interface do sistema, juntamente com as informações que o alimentam
podem ser vistos na Figura 5.1. O software promove uma visualização simples de
todos os dados relevantes para o gerenciamento de integridade de poço, sendo
possível ver tendências de pressão e temperatura, dados de produção e informações
de projeto e perfuração do poço.
Figura 5.1 – Sistema de Gerenciamento de Integridade de Poço
Fonte: Khreibeh et al .(2018).
54
O sistema possui um módulo integrado com as avaliações de risco de
operações de poço, que identifica quando está operando em situações que
demandam mitigação dos impactos e controle do risco, acionando as pessoas e
sistemas responsáveis para essa tomada de ação.
O desenvolvimento dos campos de forma inteligente é feito com monitoramento
remoto, através dos sensores e tecnologia wireless de transmissão de dados, além
do uso de drones e ROVs para inspeção visual e serviços, o que diminui a interação
do homem com o processo, diminuindo os riscos.
5.2 APLICAÇÕES DO SISTEMA DE GERENCIAMENTO DE DADOS DE
INTEGRIDADE DE POÇOS
Já existem em uso algumas aplicações da inteligência artificial na integridade
de poços, as principais baseiam-se na utilização de redes neurais para o
reconhecimento de desvios nos padrões das informações armazenadas ao longo da
vida do poço. Algumas aplicações estão relacionadas diretamente com o
monitoramento das barreiras e outras indiretamente com ferramentas que auxiliam no
dia-a-dia das equipes das empresas.
5.2.1 Monitoramento de pressões no anular
Um sistema inteligente monitora continuamente a pressão no anular do poço,
e emite alertas quando ocorre variação significativa de pressão, sendo esse o gatilho
para que os engenheiros comecem a monitorar a situação. Todas as atividades são
registradas com nível de detalhamento necessário, pressão final de vazamento,
duração do vazamento, acúmulo de pressões e duração desse acúmulo.
A máxima pressão admitida na superfície do anular a algumas pressões pré-
definidas também são configuradas para que o sistema informe e envie notificações
sobre pressões que excedam esses limites. Além disso, o sistema é configurado para
monitorar de forma mais detalhada as pressões após cada vazamento. Na Figura 5.2
é possível ver a interface desse monitoramento.
55
Figura 5.2– Monitoramento da pressão no anular
Fonte: Khreibeh et al. (2018).
5.2.2 Otimização de injeção de água para poços com SCP
É possível monitorar também a influência da injeção de água na pressão das
paredes dos revestimentos dos poços produtores. Quando a taxa de injeção de água
é aumentada, pode-se ter uma pressão superior à máxima pressão de operação
admissível que aquele revestimento consegue suportar, esse problema é conhecido
como SCP.
Assistidos pelas capacidades de visualização e alerta do sistema, os
engenheiros conseguem a manutenção de uma taxa ótima de injeção de água que
proporciona melhoria da produtividade e ganhos econômicos significativos.
A Figura 5.3 mostra o acompanhamento da pressão no anular durante um
determinado período. Antes da otimização a pressão oscilou várias vezes, e algumas
delas ultrapassando a máxima pressão de operação admissível.
5.2.3 Melhoria na pesquisa de dados de integridade de poços provenientes de
várias fontes
Foi analisado o tempo que a equipe de engenharia levava para realizar a
pesquisa em três tarefas frequentes relacionadas à integridade de poços, antes e
depois da introdução do sistema de gerenciamento de dados de integridade de poço.
As atividades avaliadas são:
56
Avaliação de risco do poço
Consulta a planejamento e procedimentos
Gerenciamento da pressão no anular
Figura 5.3 – Pressão no revestimento e controle da injeção de água
Fonte: Khreibeh et al. (2018).
Antes da introdução do sistema, essas tarefas envolviam o acesso a
informações localizadas em diversos softwares e diretórios diferentes. Algumas delas
só estavam em mídias digitais ou cópias impressas dificultando e atrasando a busca
por essas informações, como os diagramas esquemáticos do poço, tratamentos no
poço e relatórios de pressões anormais no revestimento. Alguns dos diferentes
sistemas utilizados eram lentos e difíceis de usar na obtenção dos dados necessários.
O sistema de gerenciamento de dados melhora a eficiência ao fornecer
ferramentas de pesquisa e automatizar a apresentação de dados consolidados e que
sejam confiáveis.
57
Os resultados obtidos na pesquisa estão consolidados na Tabela 5.1.
Tabela 5.1 – Melhoria de eficiência devido à implementação do sistema de gerenciamento de dados de integridade de poços
Tempo para Busca de Dados, Consolidação
por Tarefa de Integridade de Poço
Pré Sistema de Gerenciamento de
Dados de Integridade de Poço (Processo Manual)
Pós Sistema de Gerenciamento
de Dados de Integridade de Poço
Minutos Minutos
Redução Percentual
Confiabilidade 481 86 -82%
Planejamento e Procedimento
25 8 -68%
Gerenciamento de Pressão no Anular
190 24 -87%
Fonte: Khreibe het al. (2018).
É possível observar que o sistema integrado reduziu a busca e consolidação
das informações das tarefas avaliadas em mais de 65% chegando acima de 80% para
algumas tarefas.
58
6 CONCLUSÃO
O gerenciamento de integridade de poços não é uma tarefa fácil para uma
indústria tão audaciosa, em se tratando de questões ambientais e riscos de
operações, como a indústria de petróleo. Dessa forma, as empresas de óleo e gás
precisam se comprometer a tratar a integridade como um elemento de extrema
importância em seus parâmetros utilizados durante decisões, sejam elas de projeto,
perfuração, completação, operação, intervenção, ou abandono de seus poços.
O fato de o gerenciamento em si já ser complexo o bastante e exigir bastante
conhecimento técnico da equipe responsável, juntamente ao fato de, no Brasil, o
assunto de integridade ainda ser muito recente e até pouco tempo atrás, minimamente
discutido, a implementação desse tipo de gerenciamento gera dúvidas e dificuldades
ao longo de sua execução.
A maior dificuldade das empresas com poços durante sua fase de operação
está ligada ao fato de que gerenciar o monitoramento e manutenção de elementos de
barreiras de poço exija alto controle de documentação, muitos procedimentos
offshore, atividades multidisciplinares, que requerem envolvimento de pessoas de
várias áreas dentro da empresa. Afinal, as barreiras são compreendidas por diversos
equipamentos que diferem entre si em seu funcionamento, sua forma e período de
monitoramento e de manutenção.
É exatamente nessa fase que o avanço tecnológico tem trazidos soluções
muito úteis à indústria do petróleo, com sensores cada vez mais desenvolvidos,
melhoria em sua transmissão e processamento de dados e medição de variáveis de
processos que antes não eram possíveis.
De posse de medições em tempo real, e inúmeros dados e indicadores é
possível fazer o uso da inteligência artificial, para o monitoramento dos padrões das
informações, permitindo o disparo de gatilhos quando alguma variável sai fora desses
padrões, podendo ser o indicativo de um estado degradado da barreira, mas que,
quando tomadas as medidas corretivas e preventivas adequadas, seja possível evitar
a falha e ainda conseguir restaurar aquele elemento de barreira ao seu estado original.
59
Através da inteligência artificial é possível que ocorra a automatização de
processos, podendo a equipe de engenharia estar totalmente focada apenas em
soluções técnicas.
Ao contrário, da forma abordada durante muito tempo, de que o dinheiro
investido na segurança é um gasto, o gerenciamento eficaz da integridade do poço
tem resultado em diversos tipos de otimização, sendo elas na produção, na diminuição
das intervenções, em menores gastos com manutenção ao aumentar as preventivas
em detrimento das corretivas. Isso acarreta no aumento dos ganhos da empresa, do
meio ambiente, do ser humano e da sociedade como um todo.
60
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