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1
Nacional doAgência
Petróleo
UNIVERSIDADE FEDERAL DE CAMPINA GRANDE
CENTRO DE CIÊNCIAS ETECNOLOGIA
UNIDADE ACADÊMICA DE ENGENHARIA DE MATERIAIS
PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE MATERIAIS
DISCIPLINA: ENGENHARIA DE POÇOS
PROFESSORA: LUCIANA AMORIM
ALUNA: DAYANNE DINIZ DE SOUZA
SEMINÁRIO S11
Completação de poços: equipamentos de superfície
Campina Grande- PB
Novembro de 2010
2
ÍNDICE
LISTA DE FIGURAS LISTA DE TABELAS GLOSSÁRIO 1 INTRODUÇÃO 07 1.1 Objetivos 07
2 EQUIPAMENTOS DE SUPERFÍCIE 07
2.1 Cabeça de Produção 09 2.2 SISTEMA ÁRVORE DE NATAL CONVENCIONAL 09
a) Suspensor de coluna de produção 10
b) Adaptadores 11
c) Árvore de Natal Convencional (ANC) 13
2.3 ÁRVORE DE NATAL MOLHADA (ANM) 14 a) ANM Guide line / diver operated (GL/DO) 17 b) ANM Guide line / diver assisted (GL/DA) 19 c) ANM Guide line / diver less (GL/DL) 20 d) ANM Guideline / diver less lay away (GL/DLL) 21 e) ANM Guide line less / diver less lay away (GLL/DLL) 22 f) ANM Guide line less / conexão vertical indireta (GLL/CVI) 24 g) ANM Guide line less / conexão vertical direta (GLL/CVD) 25 h) ANM Guide line less com 1 módulo de conexão vertical (GLL/MCV) 25 i) ANM Guide line less / 3 módulos de conexão vertical (GLL/3MCV) 26 j) Árvore de Natal Molhada Horizontal (ANM-H) 28
2.3.1 Componentes e suas funções 31
a) Base e terminação das linhas de fluxo 31 b) Suspensor de coluna (tubing hanger) 32 c) Capa da árvore (tree cap) 33 d) Mandril das linhas de fluxo (MLF) 33
3 CONCLUSÃO 34 5 REFERÊNCIAS 34
3
LISTA DE FIGURAS
Figura 1: Cabeça de produção com adaptador 09
Figura 2: (a) adaptador A5S e (b) Suspensor de coluna extended neck 10
Figura 3: Adaptador BO-2 12
Figura 4: Adaptador A3-EC 13
Figura 5: Arvore de Natal convencional (ANC) 14
Figura 6: Árvore de Natal Molhada (ANM) 15
Figura 7: ANM tipo DO-1 17
Figura 8: (a) ANM do tipo DO-2 com ferramenta de instalação, (b) ANM tipo GL/DO-1 e
GL/DO-2. 18
Figura 9: ANM tipo GL/DO-3 19
Figura 10: ANM tipo GL/DA fabricada pela Hughes 19
Figura 11: ANM tipo GL/DL, fabricada pela Hughes 20
Figura 12: Sistema de pull-in diver less 21
Figura 13: ANM do tipo GL/DLL 21
Figura 14: ANM CBV tipo GLL-3 23
Figura 15: Conexão tipo lay away 23
Figura 16: Conceito da conexão vertical indireta (CVI) 24
Figura 17: ANM-GLL/DLL-CV 24
Figura 18: Conceito da conexão vertical direta (CVD) com MLF 25
Figuras 19: ANM do tipo GLL/DLL-CVD 26
Figura 20 – ANM do tipo GLL CBV com o conceito 3 MCV’s instalada no RJS-436 em
lâmina d’água de 1867 metros. 27
Figura 21: ANM do tipo GLL/DLL-3MCV’s convencional piggyback. 27
Figura 22 – ANM-H GL/DA, para profundidades até 300 m 28
Figura 23 – ANM-H, com BCSS de alta potência 29
Figura 24 - ANM-H GLL, com BCSS (bombeio centrífugo submerso submarino) 29
Figura 25 – ANM-H BCSS GLL/CVD MCV, para profundidades até 1500 m, instaladas em
Marimbá 30
Figura 26 – ANM-H GLL/CVD, para profundidades até 2000m 30
Figura 27: BAP com 1 MCV 32
Figura 28: Suspensor de tubulação (componente na cor azul) 32
Figura 29: Função da tree cap numa ANM 33
4
Figura 30: Mandril das linhas de fluxo da ANM GLL-3 CBV 34
.
5
LISTA DE TABELAS Tabela 1: Padrões de perfuração e completação 08
6
GLOSSÁRIO
� ANC - árvore de natal convencional ou seca
� ANM - árvore de natal molhada
� ANM-H - árvore de natal molhada horizontal
� BAP - base adaptadora de produção
� BOP – blowout preventer
� CVD - conexão vertical direta
� CVI - conexão vertical indireta
� DA - diver assisted
� DHSV - down hole safety valve - válvula de segurança de fundo de poço
� DLL – diver less lay-away
� DL – diver less
� DO - diver operated
� GL – guide line
� GLL – guide line less
� Jack-up - tipo de sonda de perfuração que utiliza sistema de jaquetas elevatórias no
� seu posicionamento no mar.
� Lay-away - operação de lançamento de linhas de fluxo conectadas ao mandril na
superfície em operação simultânea da sonda de intervenção com o barco lançador de
� linhas.
� MCV - módulo de conexão vertical.
� MLF - mandril de linhas de fluxo
� NS - navios-sonda
� PA – plataforma auto-elevatória
� PDG - permanent down hole gage - é o equipamento responsável pela leitura e envio, em
tempo real, da pressão e temperatura de fundo de poço.
� Pull-in - operação de conexão de linhas de fluxo.
� ROV – remotely operated vehicle – veículo operado remotamente.
� SCPS – sistema de cabeça de poço submarino.
� SS - sondas semi-submersíveis.
� TH – tubing hanger - suspensor de coluna.
� TPT - temperature and pressure transducer - transdutor de temperatura e pressão
� Tree cap – é a capa de proteção da parte superior da ANM.
� UEP - unidade estacionária de produção.
7
1. INTRODUÇÃO
Ao término da perfuração, é necessário colocar o poço em condições de produzir de
forma segura e econômica. Inicia-se então o estágio de completação: uma tubulação de
aço, chamada coluna de revestimento, é introduzida no poço. Em torno dela é colocada
uma camada de cimento, para impedir a penetração de fluidos indesejáveis e o
desmoronamento de suas paredes.
Completação é a transformação do esforço de perfuração em uma unidade produtiva
completamente equipada e com os requisitos de segurança atendidos, pronta para
produzir óleo e gás, gerando receitas.
A instalação dos equipamentos de superfície é a primeira fase da completação e
visa possibilitar o acesso ao interior do poço, com toda a segurança necessária, para
execução das demais fases. Basicamente são instalados a cabeça de produção e o BOP.
Uma característica das reservas petrolíferas brasileiras é que as mesmas se
apresentam tanto lâminas d’água rasas quanto profundas. Disto resultam importantes
diferenças na maneira como é perfurado e completado um poço, principalmente no que se
refere aos sistemas de cabeça do poço submarino (SCPS) utilizados pela perfuração, e
ao tipo árvore de natal utilizada pela completação, se molhada (ANM) ou convencional
(ANC).
No mar apresentam-se duas situações distintas (Tabela 1). Na primeira delas, em
águas mais rasas, tem-se o caso em que é técnica e economicamente viável trazer a
cabeça do poço para a superfície, efetuando-se a completação convencional ou seca.
Neste caso é imprescindível escorá-la com uma jaqueta apoiada no fundo do mar ou
tracionar o poço a partir do convés de uma unidade flutuante especial (tension leg
plataform). Em ambos os casos tem-se uma sonda instalada sobre a plataforma para
execução dos serviços de completação.
8
Tabela 1: Padrões de perfuração e completação
Ainda em águas rasas, se for decidido deixar a cabeça do poço no fundo do mar,
completa-se com árvore de natal molhada (ANM) através de plataforma auto-elevatória,
plataformas semi-submersíveis ou navios-sonda ancorados.
Numa segunda situação, apresenta-se o caso de águas mais profundas, em que é
inviável trazer a cabeça do poço para a superfície, sendo indispensável deixá-la no fundo
do mar, equipada com árvore de natal molhada (ANM). Neste caso são utilizadas, para
execução dos serviços de completação, as mesmas plataformas semi-submersíveis ou
navios-sonda de posicionamento dinâmico que foram utilizadas durante a perfuração.
1.1 Objetivo
O objetivo deste trabalho é elucidar de forma clara e objetiva a definição dos
equipamentos de superfície na fase completação de um poço, apresentando um
detalhamento destes equipamentos utilizados neste processo e suas respectivas funções.
2. EQUIPAMENTOS DE SUPERFÍCIE
São os equipamentos responsáveis pela ancoragem da coluna de produção, pela
vedação entre a coluna e o revestimento de produção e pelo controle do fluxo de fluidos
na superfície. Podemos citar uma série de equipamentos padronizados que constituem
9
os diversos sistemas de cabeça de poço, para a completação de poços terrestres e
marítimos. Os principais equipamentos de cabeça de poço são os seguintes:
2.1. CABEÇA DE PRODUÇÃO
É constituído de um carretel com dois flanges e duas saídas laterais (Figura 1).
Quando a cabeça de produção é instalada, o flange inferior fica apoiado na cabeça do
revestimento de produção e o flange superior recebe a árvore de natal com seu
adaptador. Em uma das saídas laterais geralmente é conectada a linha de injeção de
gás (poços equipados para gas-lift) e na outra a linha de matar (kill line), para um
eventual amortecimento do poço.
Internamente existe uma sede na qual se apóia o suspensor da coluna de
produção que, por sua vez, suporta o peso da coluna. Existem vários modelos de
suspensores e adaptadores, projetados para as mais diversas situações. Um suspensor
do tipo extended neck com adaptador modelo A5S, para completações secas com
válvula de segurança, é apresentado na Figura 1.
Figura 1: Cabeça de produção com adaptador
2.2. SISTEMA ÁRVORE DE NATAL CONVENCIONAL (ANC)
É o equipamento responsável por suportar o peso da coluna de produção e vedar o
anular entre a coluna de produção e o último revestimento de produção para a superfície.
10
a) Suspensor de coluna de produção
Os suspensores de coluna são usados em conjunto com os adaptadores, os quais
fazem a interface entre a árvore de natal convencional (ANC) e a cabeça de produção. Os
suspensores de coluna possibilitam também a conexão da linha de controle da válvula de
segurança de subsuperfície (DHSV), cujo acesso se dá através do adaptador.
Há na Bacia de Campos 03 sistemas de suspensores de coluna usados com seus
respectivos adaptadores:
� Extended neck e Adaptador A5-S (Figura 2): este sistema é o utilizado atualmente
na cabeça de poços surgentes e por elevação artificial por gás lift.
(a) (b)
Figura 2: (a) adaptador A5S e (b) Suspensor de coluna extended neck.
11
� Concêntrico e Adaptador BO2 (Figura 3): este sistema está em desuso atualmente
e apresenta desvantagens em relação aos demais. Existem na bacia alguns poços
antigos com este sistema instalado;
� TC-B-EC eletrosub e adaptador A3-EC (Figura 4): sistema usado em poços
equipados com bombeio centrífugo submerso (BCS).
b) Adaptadores
É o equipamento utilizado para permitir a perfeita conexão entre a ANC e a cabeça
de produção, cobrindo o suspensor e viabilizando, através de gaxetas, a passagem do
fluido hidráulico de acionamento até a DHSV. Os principais tipos de adaptadores são: A5-
S, BO-2 e A3-EC.
� Adaptador A5-S:
Usado conjuntamente com um suspensor tipo extended-neck (pescoço estendido),
este adaptador é de simples construção e fácil montagem (Figura 2a). O suspensor é
apoiado na cabeça de produção, onde o-rings promovem a vedação, viabilizando a
injeção de gás no espaço anular. O adaptador é colocado sobre ela e parafusado. No
pescoço estendido, um jogo de gaxetas confina o fluido hidráulico para acionamento da
DHSV, fazendo com que este passe pelo interior do corpo do suspensor, na base do qual
está conectada a linha de controle. Este tipo de adaptador é muito utilizado em poços
surgentes ou equipados com gás lift.
� Adaptador BO-2:
Devido a sua complexidade e dificuldade de montagem, o BO-2, Figura 3, está em
desuso na E&P-BC. A grande vantagem deste tipo de adaptador, que na verdade só é
válida para poços surgentes, consiste em permitir o desencamisamento do TSR sem a
necessidade de retirar a ANC, apenas desconectando o adaptador da cabeça de
produção e erguendo todo o conjunto.
O aparato completo inclui, além do adaptador propriamente dito, um suspensor tipo
hanger coupling, que é enroscado no adaptador. Abaixo dele, é conectado um sistema de
dois tubos concêntricos, em cujo anular o fluido hidráulico da DHSV passa. Em volta dele
é instalado um packoff, que promove a vedação entre o tubo externo e a cabeça de
12
produção. Note que o comprimento do tubo concêntrico deve ser maior que o curso do
TSR, para permitir o desencamisamento deste. Finalmente, abaixo do tubo concêntrico é
enroscada uma luva quadrada, abaixo da qual são conectadas a coluna de produção e a
linha de controle da DHSV.
Figura 3: Adaptador BO-2
� Adaptador A3-EC:
Este adaptador (Figura 4) é usado em poços equipados com BCS. Trata-se de um
adaptador excêntrico, com dois bores (orifícios), sendo que o principal destina-se à
produção, sendo, por isto, flangeado, para se conectar a ANC.
No bore secundário é instalado o mandril eletrosub, que permite a conexão em suas
faces superior e inferior do cabo de alimentação elétrica do motor de fundo. Há ainda um
orifício de acesso para o fluido hidráulico de acionamento da DHSV. Para uma perfeita
estanqueidade, tanto o bore da linha de controle da DHSV quanto o bore de produção
possuem uma luva de vedação.
13
Figura 4: Adaptador A3-EC
c) Árvore de natal convencional (ANC)
A árvore de natal convencional (Figura 5) é o equipamento de superfície constituído
por um conjunto de válvulas gaveta (com acionamento hidráulico, pneumático e manual),
com a finalidade de permitir, de forma controlada, o fluxo de óleo do poço.
Normalmente as ANC’s estão equipadas com duas válvulas mestres (uma inferior
manual, e uma superior, com acionamento hidráulico), duas laterais (uma com
acionamento pneumático e outra manual) e uma válvula de pistoneio (manual).
As válvulas mestres têm a função principal de fechamento do poço.
As válvulas laterais (wings) têm o objetivo, similar às válvulas mestres, de controlar o
fluxo do poço, e permitem que o fluxo seja interrompido, enquanto equipamentos são
introduzidos no poço (por exemplo, um registrador de pressão e temperatura tipo
Amerada, operados por meio de arame).
Na linha de surgência das ANC’s podem ser instaladas duas wings em série. A de
dentro é manual e a de fora é pneumática. A existência de acionamento hidráulico em
14
uma das válvulas mestres, e pneumático na válvula lateral, é decorrente da necessidade
de se dispor de duas fontes independentes para acionamento das válvulas e fechamento
do poço.
A válvula de pistoneio (swab) é uma válvula que fica localizada no topo das ANC’s,
acima do ponto de divergência do fluxo. Sua função é, quando aberta, permitir a descida
de ferramentas dentro da coluna de produção.
As ANC’s podem ser do tipo cruzeta ou bloco. Na do tipo bloco, as válvulas são
fabricadas a partir da usinagem de um bloco único de aço. No do tipo cruzeta, várias
válvulas individuais independentes são conectadas entre si e à cruzeta através de
flanges.
Figura 5: Arvore de Natal convencional (ANC)
2.3. ARVÓRE DE NATAL MOLHADA (ANM)
A árvore de natal submarina molhada, mais conhecida como árvore de natal
molhada (ANM) é um equipamento para uso submerso constituído basicamente por um
conjunto de válvulas gaveta, um conjunto de linhas de fluxo e um sistema de controle a
ser interligado ao painel localizado na plataforma de produção.
São as seguintes as válvulas de uma ANM:
� válvula mestra de produção: codificada como M1 (master 1);
� válvula lateral de produção: codificada como W1 (wing 1);
� válvula mestra do anular: codificada como M2 (master 2);
15
� válvula lateral do anular: codificada como W2 (wing 2);
� válvula de interligação: codificada como XO (crossover);
� válvula de pistoneio da produção: codificada S1 (swab 1);
� válvula de pistoneio do anular: codificada S2 (swab 2).
A Figura 6 representa um diagrama esquemático de uma árvore de natal molhada.
Figura 6: Árvore de Natal Molhada (ANM)
São as seguintes opções de operação realizadas pela Unidade Estacionária de Produção
(UEP) numa ANM:
� lavagem das linhas de 4" e 2": devem ser abertas as válvulas W1, CO e W2. É a
operação necessária à recuperação do óleo existente na linha de produção, no
caso de uma intervenção no poço;
� produção normal com injeção de gás pelo anular: devem ser abertas as válvulas
M1,W1, M2 e W2, mantendo fechada as demais. A abertura das válvulas M1 e W1
permite a passagem do óleo e das válvulas M2 e W2, a injeção de gás no anular.
As S1 e S2 não são controláveis pela plataforma de produção, permanecendo
normalmente fechadas para evitar acidentes, lembrando que acima delas existem
plugs para aumentar esta segurança;
� produção normal sem injeção de gás pelo anular: devem ser abertas as válvulas
M1 e W1, mantendo fechada as demais;
16
� produção pela linha de 2": em casos excepcionais, o fluido do poço pode ser
produzido pela linha de 2", abrindo as válvulas DHSV, M1, XO e W2, mantendo as
demais fechadas.
Classificação das ANM’s quanto ao fabricante de ANM’s:
� VETCO/CMV
� HUGHES
� CBV/FMC
� VILLARES/CAMERON
� CONFORJA EQUIPETROL
Quanto à disposição das válvulas de controle as ANM’s podem ser:
� Árvore de natal molhada convencional pode ser retirada sem retirar a coluna de
produção.
� Árvore de natal molhada horizontal (ANM-H), não faz uso da BAP, o suspensor
de coluna desvia o fluxo de produção para a lateral, possibilitando a retirada da
coluna sem retirar a ANM.
As ANM’s podem ser classificadas, quanto ao modo de instalação e conexão das linhas
de fluxo e controle, em:
a) Guide line (GL) diver operated (DO) ;
b) Guide line (GL) diver assisted (DA) ;
c) Guide line (GL) diver less (DL) ;
d) Guide line (GL) diver less lay-away (DLL) ;
e) Guide line less (GLL) diver less lay-away (DLL);
f) Guide line less (GLL) diver less com conexão vertical indireta (CVI);
g) Guide line less (GLL) diver less com conexão vertical direta (CVD);
h) Guide line less (GLL) diver less com módulo de conexão vertical (MCV);
i) Guide line less (GLL) diver less com 3 módulos de conexão vertical (3MCV);
j) Horizontal (ANMH);
Na sequência operacional de completação, tem-se:
17
1. instalação de uma cabeça de completação conectada a cabeça do poço, com
conector de topo do tipo rigid drive;
2. instalação do tie-back;
3. instalação do BOP de superfície;
4. execução das operações de completação, internas ao poço;
5. retirada do BOP e do tie-back;
6. instalação da ANM.
a) ANM Guide line / diver operated (GL/DO):
Este tipo de árvore tem a intenção de ser de custo operacional baixo para
desenvolvimento de campos marginais em águas rasas e totalmente instalada e operada
por mergulhador. Provou na prática que o custo total (aquisição/instalação) é equivalente
ao dos modelos diver assisted (DA).
São divididas em três tipos: O primeiro tipo, DO-1, é para poços furados e
completados com jack-ups em lâmina d’águas até 120 m. O sistema de cabeça de poço
submarino (SCPS) deve ser do tipo mudline, com possibilidade de desconexão no
fundo do mar (OBS-C, SD-1), Figura 7. Neste tipo de árvore têm-se as seguintes
operações realizadas por mergulhadores: acionamento de algumas válvulas manuais;
travamento/destravamento da ANM ao poço através de conectores mecânicos;
conexões das linhas de fluxo e de controle à ANM.
Figura 7: ANM tipo DO-1
O segundo tipo, DO-2, também para poços furados com jack-ups e completados
com semi-submersiveís (SS) ancoradas em lâmina d’águas até 120 m, mas usando
18
conector H4 (Figura 8a), também tem uso intenso de mergulho. A Figura 8b mostra uma
ANM fabricada pela CBV, instaladas nos campos de Badejo e Linguado.
(a) (b)
Figura 8: (a) ANM do tipo DO-2 com ferramenta de instalação, (b) ANM tipo GL/DO-1 e
GL/DO-2.
E o terceiro tipo, DO-3 (Figura 9), dos fabricantes Hughes, CBV e
National/Equipetrol, instaladas no ativo norte, nordeste e sul, para poços furados e
completados com semi-submersiveís ou navios sonda (NS) ancorados em até a
profundidade de 200 metros, usando sistema de cabeça de poço GL. Os mergulhadores
não mais executam travamento/destravamento da ANM ao poço através de conectores
mecânicos, sendo utilizados os conectores hidráulicos (similares ao conector H4). Este
modelo é a modificação das árvores DA com o objetivo de reduzir custos, mas o aumento
do mergulho não trouxe compensação financeira.
19
Figura 9: ANM tipo GL/DO-3
b) ANM Guide line / diver assisted (GL/DA):
Estes tipos de ANM’s são usados para poços furados e completados com SS ou NS
ancorados em lâminas d’águas de até 300 metros, usando sistema de cabeça de poço
guide line (GL), destinada a poços localizados em profundidade de até 300 metros, onde
o único trabalho previsto para mergulhadores é a conexão das linhas de fluxo e controle.
Não existem válvulas de acionamento manual, Figura 10. Não existem válvulas de
acionamento manual.
Figura 10: ANM tipo GL/DA fabricada pela Hughes
20
Estas ANM’s trazem similares as ANM’s do tipo DO, um inconveniente característico
da sua concepção: toda vez que for necessário retirar a ANM do poço, para que o mesmo
possa sofrer intervenção, se faz necessário o uso de mergulhadores para desconexão
das linhas de produção e controle da ANM, e para posterior reconexão.
c) ANM Guide line / diver less (GL/DL):
Este tipo de árvore é similar ao tipo DA para uso até 400 lâminas d’água, com todas
as conexões e operações realizadas com ferramentas hidráulicas (Figura 11). Podem ser
consideradas as precursoras das atuais ANM’s DLL e GLL, pois os conceitos utilizados
nestas últimas foram evoluções decorrentes das muitas dificuldades enfrentadas na
instalação das ANM’s DL. O problema mais freqüente se relacionava com a dificuldade de
se conseguir um perfeito alinhamento das linhas de fluxo e controle com os conectores
das ANM’s. Todas as ANM’s deste tipo retiradas em lâminas d’água inferiores a 300
metros sofreram transformações para torná-las DA. É um método ainda utilizado no Mar
do Norte, mas não é utilizado no Brasil, no Golfo do México e na África.
Figura 11: ANM tipo GL/DL, fabricada pela Hughes
21
Figura 12: Sistema de pull-in diver less
d) ANM Guideline / diver less lay away (GL/DLL):
Estas ANM’s solucionaram o maior problema das ANM’s do tipo DL, ou seja, a
dificuldade de conexões das linhas de fluxo e controle à ANM. Estas ANM’s (Figura 13) já
descem com as linhas de fluxo e controle conectadas diretamente à ANM, ou como outra
opção, conectadas a uma base adaptadora de produção (BAP), descida antes da própria
ANM.
Possui também interface para operações com ROV.
Figura 13: ANM do tipo GL/DLL
22
Um sequência operacional típica da completação com ANM DLL é dada por:
� Conexão dos cabos guia, retirada dacapa de abandono e jateamento dacabeça
do poço;
� Instalação da base adaptadora de produção (BAP);
� Instalação do BOP submarino;
� Execução das operações de completação, internas ao poço;
� Retirada do BOP;
� Descida e instalação da ANM, com as
� Linhas de fluxo conectadas na superfície (lançamento do tipo lay-away)
Este tipo de ANM, com lançamento de linhas do tipo lay-away, possui o
inconveniente de se necessitar a coordenação de programação do barco de lançamento
com a sonda de completação, prejudicando a cronograma de lançamento de linhas do
barco, pois as operações de completação geralmente apresentam atrasos decorrentes
das anormalidades enfrentadas.
A grande vantagem deste sistema se refere a existência de um berço (cradle) na
base adaptadora de produção (BAP), onde o mandril das linhas de fluxo (MLF) vai se
apoiar. Caso seja necessária a retirada da ANM, durante uma intervenção, as linhas de
fluxo e controle permanecerão intocadas, tornando a reconexão automática, quando do
retorno da ANM à sua posição.
Na Bacia de Campos existe ANM desse tipo instalada a 492 metros, poço 3-RJS-
376, campo de Marimbá.
e) ANM Guide line less / diver less lay away (GLL/DLL):
Utilizadas para poços com lâmina d’água profunda (acima de 500 metros),
perfurados por unidades de posicionamento dinâmico (sem cabos guia) ou por unidades
com padrão de ancoramento especial (até 1000 metros de lâmina d’água).
Estas ANM’s (Figura 14) utilizam também uma base adaptadora de produção (BAP),
com funções idênticas àquelas das ANM’s DLL. Como o sistema de cabeça de poço
submarino (SCPS) não utiliza cabos guias, todas as orientações nos acoplamentos são
feitas através de grandes funis, utilizando sistemas com rasgos e chavetas.
23
Figura 14: ANM CBV tipo GLL-3
Figura 15: Conexão tipo lay away
24
f) ANM Guide line less / conexão vertical indireta (GLL/CVI):
Na conexão vertical ou conexão vertical indireta (CVI), o MLF é abandonado pelo
navio de lançamento de linhas ao lado da BAP, conectado a um trenó, não sendo
necessário aguardar o momento de instalação da ANM pela sonda de completação. O
MLF utilizado na conexão lay away é idêntico ao MLF empregado na CV (Figura 16).
Figura 16: Conceito da conexão vertical indireta (CVI)
Na Figura 17 pode-se ver uma ANM GLL/DLL-CV fabricada pela CBV e, ou outros
fabricantes deste modelo, são Cameron, Kvaerner, National/Equipetrol e Vetco. São
utilizadas na produção dos campos de Albacora, Centro, Norte e Sul em profundidades de
140 a 540 m.
Figura 17: ANM-GLL/DLL-CV
25
g) ANM Guide line less / conexão vertical direta (GLL/CVD):
Neste tipo de conexão, o MLF é posicionado diretamente em seu berço localizado
na BAP, não usando o trenó, com o que se evita uma manobra para se “pescar” o MLF.
Somente após a instalação do MLF na BAP é possível se instalar a ANM como mostra a
Figura 18.
Figura 18: Conceito da conexão vertical direta (CVD) com MLF.
h) ANM Guide line less com 1 módulo de conexão vertical (GLL/MCV):
O módulo de conexão vertical (MCV) tem função similar ao mandril das linhas de
fluxo (MLF) usado na CVD, apesar de projeto bastante distinto. A evolução novamente
aconteceu no sentido de aperfeiçoar o desempenho das sondas de completação e dos
navios de lançamento de linhas.
Na BAP existe um falso MLF, fixo na estrutura, aguardando a conexão do conector
das linhas de fluxo (CLF) da ANM. Esta padronização permite que a completação do poço
seja feita em um único estágio, sem a necessidade de interrupção entre a instalação do
TH e a ANM, para aguardar a instalação do MLF, o que simplifica bastante o
planejamento das operações. A Figura 19 ilustra uma ANM convencional para
profundidades até 1500 m, pressão de 5000 PSI – 1 HUB/MCV, fabricada pela ABB.
26
Figuras 19: ANM do tipo GLL/DLL-CVD
i) ANM Guide line less / 3 módulos de conexão vertical (GLL/3MCV):
A diferença reside na utilização de um MCV para a linha de produção, outro para a
linha do anular e um terceiro para as linhas de controle hidráulico e cabo elétrico do PDG
e TPT (Temperature and pressure transducer). As Figuras 20 e 21 ilustram este modelo.
Esta separação é imprescindível para que os navios de lançamento de linhas
possam realizar a operação, tanto efetuando a conexão primeiramente na ANM (chamada
“conexão em primeira ponta”) e lançando em seguida até a UEP, quanto conectando
inicialmente na UEP e posteriormente na ANM (denominada “conexão em segunda
ponta”).
27
Figura 20 – ANM do tipo GLL CBV com o conceito 3 MCV’s instalada no RJS-436 em lâmina
d’água de 1867 metros.
Figura 21: ANM do tipo GLL/DLL-3MCV’s convencional piggyback.
28
j) Árvore de Natal Molhada Horizontal (ANM-H):
A ANM-H pode ser descrita como uma base adaptadora de produção (BAP) com
válvulas montadas na sua lateral, permitindo a intervenção no poço sem a retirada da
ANM. Mantém o propósito básico de controle do fluxo de hidrocarbonetos, com redução o
número de válvulas.
O tubing hanger (TH) é assentado no interior da ANM-H e direciona o fluxo de
hidrocarbonetos para a sua lateral, sendo que neste caso, as vedações do tubing hanger
com a ANM-H passam a desempenhar papel primordial. Um plugue, para manuseio com
unidade de arame, assentado no topo do tubing hanger tem as mesmas funções que a
válvula de pistoneio (swab valve) tem nas ANM's convencionais.
À exceção do tubing hanger e do plugue para arame, a ANM-H utiliza os mesmos
componentes já testados em campo e encontrados nas ANM's convencionais.
A ANM-H admite as opções DA (Figura 22), para profundidades inferiores a 300
metros, ou sem cabos guia (GLL) para superiores a 300 metros (Figura 23) e pode fazer
uso da tree cap externa ou interna, a depender de seu projeto. As Figuras 24, 25 e 26
ilustram outros modelos de ANM-H, variando em função da conexão (que é afetado pela
profundidade) e componentes instalados.
Figura 22 – ANM-H GL/DA, para profundidades até 300 m
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Figura 23 – ANM-H, com BCSS de alta potência
Figura 24 - ANM-H GLL, com BCSS (bombeio centrífugo submerso submarino)
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Figura 25 – ANM-H BCSS GLL/CVD MCV, para profundidades até 1500 m, instaladas
em Marimbá
Figura 26 – ANM-H GLL/CVD, para profundidades até 2000m
Principais vantagens:
Permite completo acesso vertical, para intervenção no poço, com retirada da coluna
de produção sem remoção da ANM-H. Este procedimento se mostra vantajoso, pois,
historicamente, as necessidades de intervenções decorrentes de problemas com o interior
do poço são muito mais freqüentes que aquelas relacionadas com as ANM's
convencionais.
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Simplifica as operações, com consequente ganho de tempo, pois:
� Elimina a base adaptadora de produção (BAP);
� Elimina a necessidade de se usar riser de completação, do tipo dual bore para a
instalação da ANM-H, ou nas intervenções, já que o acesso ao anular é feito
através da kill line do BOP;
� Com a eliminação da necessidade de se usar risers de completação, do tipo dual
bore permite utilizar completação do tipo large bore no tubing hanger, uma vez
eliminado o furo vertical de acesso ao anular através do tubing hanger;
� Permite maior flexibilidade na instalação das linhas de fluxo, a exemplo tipo diver
assisted (DA), com maior economicidade para os projetos.
� Reduz o tamanho, peso e consequentemente os custos de fabricação, já que o
componente mais caro, que é o bloco de válvulas, foi eliminado.
2.3.1 Componentes e suas funções
a) Base e Terminação das linhas de fluxo
A base das linhas de fluxo fornece interface padronizada para instalação de ANM’s,
permitindo o monitoramento dos sensores elétricos instalados no poço e o controle das
funções necessárias para as operações das mesmas pela UEP, nivelando-as em relação
à mesma e diferem em função do tipo de ANM. Este equipamento é utilizado pelas ANM’s
do tipo DA, DO, DL, DLL e GLL.
Nas BAP’s mais recentes, com utilização de 1 ou 3 módulos de conexão vertical
(MCV), as modificações foram significativas. A Petrobras padronizou em 1 MCV
(englobando linhas de produção, de acesso ao anular e de controle), com demonstra a
Figura 27, quando o poço estiver em lâmina d’água inferior a 1350 metros e em 3 MCV’s
(linha de produção, de acesso ao anular e linhas de controle com MCV’s independentes)
para lâmina d’água superior a 1350 metros. Esta padronização foi efetivada para atender
às características dos barcos de lançamento de linhas. Neste conceito é possível se
completar o poço até a instalação da ANM sem que seja necessário abandonar o poço,
após a instalação do TH, para instalação do MLF.
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Figura 27: BAP com 1 MCV
b) Suspensor de coluna (Tubing Hanger-TH):
O suspensor de coluna, como ilustrado na Figura 6, é o equipamento responsável
pela interface entre a coluna de produção ou de injeção e a ANM. Suporta o peso de
coluna de produção e é ancorado e travado no último suspensor de revestimento (casing
hanger) nas ANM’s do tipo DA (que não fazem uso de BAP) e na base adaptadora de
produção nas ANM’s dos tipos GL-DLL e GLL. Faz vedação para o anular, formado entre
o revestimento do poço e a coluna de produção, interliga hidraulicamente as linhas da
válvula de segurança de fundo de poço (DHSV - Down Hole Safety Valve) e conecta
eletricamente o PDG (Permanent Down Hole Gauge).
Figura 28: Suspensor de tubulação (componente na cor azul)
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c) Capa da árvore (tree cap):
É a equipamento que, quando instalado, faz a interligação entre os controles da
plataforma de produção e as funções de ANM (Figura 29).
Figura 29: Função da tree cap numa ANM.
d) Mandril das linhas de fluxo (MLF):
É o equipamento no qual são acopladas as linhas de fluxo e controle provenientes
da plataforma de produção. Nas ANM’s DO e DA restringem-se a flanges e placa
hidráulica, manuseados por mergulhadores. Nas DL são estruturas especiais (algumas
dotadas de flutuadores) que são acoplados nos conectores hidráulicos da ANM. Nas
ANM’s DLL e GLL (Figura 30) são mandris que reúnem num só componente para
acoplamento, as linhas de fluxo e controle hidráulico (também censores elétricos se
houver).
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Figura 30: Mandril das linhas de fluxo da ANM GLL-3 CBV.
3. CONCLUSÕES
A completação é uma etapa imprescindível para o início da produção de um poço
para obtenção de petróleo e/ou gás. A instalação dos equipamentos de superfície é a
primeira fase da completação e visa possibilitar o acesso ao interior do poço, com toda a
segurança necessária, para execução das demais fases. Sendo uma etapa de um custo
elevado, devendo ser bem planejada e adequadamente executada para que se tenha
uma produção técnica e economicamente viável.
4. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS:
ALBERNAZ, R. S., Estudo de Importância e Sensibilidade de Eventos de Falha Para
Árvores de Natal Molhadas. Dissertação de mestrado, Ciências em Engenharia
Oceânica, Universidade Federal do Rio de Janeiro - COPPE, Rio de Janeiro 2005.
GARCIA, J. E. L., A Completação de Poços no Mar, Apostila, SEREC/CEN-NOR,
Salvador, BA: [s.n.], 1997.
MANÇÚ, Fundamentos da completação, Notas de aula, Universidade corporativa- BA.
Disponível em: http://www.ebah.com.br (acesso 30/10/2010).
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SANTOS, A. R., EEW – 412: Completação de Poços, Notas de aula. Disponível em:
http://146.164.33.61/eew412/aula_luiz_mauro.pdf (acesso 30/10/2010).
THOMAS, J. E., Fundamentos da Engenharia de Petróleo, Rio de Janeiro: Interciência:
Petrobrás, 2001.
