Trabalho Completação - PDF

8/18/2019 Trabalho Completação - PDF

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UNIVERSIDADE FEDERAL DE CAMPINA GRANDE

UNIDADE ACADÊMICA DE ENGENHARIA MECÂNICA

ENGENHARIA DE PETRÓLEO

COMPLETAÇÃO DE POÇOS

ALUNO: PEDRO ÍTALO VIDAL DE OLIVEIRA (114111512)

PROFESSORA: Dra. LUCIANA AMORIM

COLUNA DE PRODUÇÃO

CAMPINA GRANDE-PB, 03 DE MARÇO, DE 2016


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1.0 INTRODUÇÃO:

Depois de terminada a fase de perfuração de um poço de petróleo é necessário

deixá-lo em condições de produzir, seguindo os aspectos de segurançatécnico/operacional e econômico, durante toda a vida útil (produtiva) do poço.

Levando em consideração o aspecto de segurança, qualquer poço de petróleo precisa de pelo menos de duas barreiras de segurança durante toda a sua vida ( perfuração, completação e produção). Pode-se definir barreira de segurança como umsistema independente, que fornece certa confiabilidade, formado por um conjuntosolidário de elementos, capaz de manter sob controle o fluxo de um poço de petróleo. Asegurança de um poço de petróleo é a condição proporcionada pelo conjunto de

barreiras de segurança presentes no poço. As duas barreiras de segurança devem ser

independentes, isto é, a falha de qualquer componente pertencente a uma barreira não pode comprometer a outra, salva guardando o poço contra o descontrole.

Mecanismo 1 – É a primeira barreira ao fluxo descontrolado, este é formado pelosseguintes elementos:

Revestimento de produção abaixo do packer (Obturador FH);

Packer (Obturador FH);

Tubos de produção abaixo da válvula de segurança (DHSV);

Válvula de segurança de subsuperfície (DHSV).

Mecanismo 2 - Segunda barreira ao fluxo descontrolado, este é formado pelos seguinteselementos:

Revestimento de produção acima do packer

Tubos de produção acima da DHSV;

Cabeça de produção (ou housing);

Suspensor de coluna de produção;

Árvore de natal.

Quanto aos aspectos técnico e operacional, deve-se buscar otimizar a vazão de produção ( ou de injeção) e tornar a completação mais permanente possível, ou seja,aquela que minimize a necessidade de intervenções futuras para a manutenção do poço (as chamadas operações de workover).

Para que se tenha uma completação bastante econômica, devem ser consideradosos seguintes aspectos: técnico, operacional e de padronização . Os aspectos técnico eoperacional trazem benefícios econômicos pois maximizam a produção de óleo e

minimizam o tempo e a frequência das intervenções, minimizando consequentemente o


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custo com sonda, que é um dos custos mais relevantes numa intervenção. A padronização dos equipamentos utilizados nos poços reduz os custos com estoques.

Considerando que a completação tem reflexos em toda a vida produtiva do poço eenvolve altos custos, se faz necessário um planejamento criterioso, onde os seguintes

fatores são considerados:

investimento necessário;

localização do poço (mar ou terra);

tipo de poço (pioneiro, extensão, desenvolvimento);

finalidade (produção, injeção);

fluidos produzidos (gás seco, óleo, óleo e água, etc);

volumes e vazões de produção esperados;

número de zonas produtoras atravessadas pelo poço;

possível mecanismo de produção do reservatório;

necessidade de estimulação (aumento da produtividade);

controle ou exclusão da produção de areia;

possibilidade de restauração futura do poço;

tipo de elevação dos fluidos (natural ou artificial);

necessidade de recuperação secundária.

FIGURA 01: Esquema da Coluna de Produção.


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2. OBJETIVOS

O presente trabalho possui como objetivo demonstrar a importância da coluna de

produção e de todos os seus componentes ( fazendo abordagens pontuais de cada um).

3. TIPOS DE COMPLETAÇÃO

3.1 QUANTO AO POSICIONAMENTO DA CABEÇA DO POÇO

No Brasil existem reservas petrolíferas localizadas em áreas terrestres emarítimas. As reservas marítimas ocorrem em laminas d’água rasas e profundas. Dessa

forma, existem diferenças importantes na perfuração e completação dos poços,

principalmente no que se refere aos sistemas de cabeça do poço e ao tipo de árvores denatal utilizada.

OBS: Árvore de natal é um equipamento constituído por um conjunto de válvulasque é acoplado à cabeça do poço, com o objetivo de controlar e permitir a produção defluidos.

Quando o caso de perfuração do poço de petróleo é em terra, a cabeça do poçofica na superfície ( no máximo a uns poucos metros do solo). Já quando o poço é emambiente marinho, águas rasas, também é possível trazer a cabeça do poço para a

superfície, efetuando a completação dita convencional, ou seca. Neste caso, a cabeça do poço se apóia em uma plataforma fixa que, por sua vez, é apoiada no fundo do mar.Mesmo em águas rasas, a cabeça do poço pode ficar no fundo do mar, completando-secom a árvore de natal molhada. No caso de águas mais profundas, onde é inviável trazeraté a superfície, a cabeça do poço fica no fundo do mar, instalando-se a árvore de natalmolhada.

3.2 QUANTO AO REVESTIMENTO DE PRODUÇÃO

Quanto ao revestimento de produção, a completação pode ser a poço aberto, com

liner canhoneado ou rasgado e com o revestimento canhoneado.

FIGURA 02: Tipos de Revestimento.


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a) A POÇO ABERTO:

Quando a perfuração atinge o topo da zona produtora, uma tubulação derevestimento é descida no poço e cimentada no espaço anular. Em seguida, conclui-se a

perfuração até a profundidade final, e o poço é colocado em produção com a(s) zona(s)

produtora(s0 totalmente aberta(s). Se houver a necessidade, um revestimento de produção, ou liner, poderá ser descido posteriormente. A completação a poço abertosomente é utilizada em formações muito bem consolidadas, com pouco risco dedesmoronamento. Suas principais vantagens são a maior área aberta ao fluxo e aredução dos custos do revestimento e do canhoneio. Em reservatórios naturalmentefraturados ela deve ser utilizada para evitar danos à formação causados pelo cimento. A

principal desvantagem da completação a poço aberto é a falta de seletividade, queimpede futuras correções quando há produção de fluidos indesejáveis, como, porexemplo, excessiva produção de gás ou água nos poços de óleo.

b) COM LINER RASGADO OU CANHONEADO:

Quando utiliza-se o liner, a coluna de revestimento anterior (de produção) éassentada e cimentada acima do topo da zona de interesse, prosseguindo-se

posteriormente a perfuração até a profundidade final prevista. Avaliada a zona edecidido completar, é descida uma coluna de tubos, os quais podem ser rasgados oulisos, denominada liner, a qual ficará assentada no fundo do poço e suspensa pelaextremidade inferior do revestimento de produção.

As principais vantagens e desvantagens da completação com liner rasgado sãosimilares às do poço aberto. Pode ser acrescida nas vantagens o fato de que sustentaas paredes do poço em frente a zona produtora e nas desvantagens o fato de resultarnuma redução do diâmetro do poço frente à zona produtora. Embora em desuso nos

poços convencionais, pode encontrar uma boa aplicação em poços horizontais.

No caso de liner com tubos lisos, o qual é cimentado, diferente portanto do linerrasgado, as vantagens e desvantagens são similares ao do revestimento canhoneado.Pode ser acrescida nas vantagens o menor custo com revestimento e nas desvantagensa mudança de diâmetros dentro do poço, gerando dificuldades para passagem de

equipamentos.c) COM REVESTIMENTO CANHONEADO

É o tipo de completação mais utilizado atualmente. O poço é perfurado até a profundidade final e, em seguida, é descido o revestimento de produção até o fundo do poço, sendo posteriormente cimentado o espaço anular entre os tubos de revestimentoe a parede do poço. Finalmente, o revestimento é canhoneado defronte dos intervalosde interesse, mediante a utilização de cargas explosivas (jatos), colocando assim oreservatório em comunicação com o interior do poço.

As principais vantagens da completação a poço revestido estão na seletividadeda produção ( ou injeção de fluidos) em diversos intervalos de interesse e na maior


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facilidade das operações de restauração ou estimulação. O diâmetro único dorevestimento em todo o poço também evita alguns problemas operacionais. A

principal desvantagem é o custo adicional do revestimento e do canhoneio, além da possibilidade de dano à formação que a operação de cimentação pode causar.

3.3 QUANTO AO NÚMERO DE ZONAS EXPLOTADAS

Sob este aspecto, as completações podem ser: simples, dupla ou seletiva.

(a) simples (b) seletiva (c) dupla

FIGURA 03: Zonas Explotadas.

Simples:

Caracteriza-se pelo poço possuir uma tubulação metálica, descida pelo interiordo revestimento de produção, da superfície até próximo à formação produtora. Estatubulação, acompanhada de outros equipamentos, denomina-se coluna de produção.

Este tipo de completação possibilita produzir de modo controlado e independentesomente uma zona de interesse. Duas zonas podem ser colocadas em produção pelamesma coluna, o que usualmente não é recomendado, pois prejudica o controle dosreservatórios.

Seletiva:

Neste caso é descido somente uma coluna de produção, equipada de forma a permitir a produção de várias zonas ou reservatórios seletivamente, ou seja, uma porvez. Disto resulta o perfeito controle dos fluidos produzidos em cada reservatório,

bem como a facilidade operacional de se alterar a zona em produção.

Dupla:

Este tipo de completação possibilita produzir simultaneamente, num mesmo poço,

duas zonas ou reservatórios diferentes, de modo controlado e independente, tanto no quediz respeito a volumes produzidos como a pressões, razões gás/óleo e óleo/água, etc.


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Isto é possível instalando-se duas colunas de produção com obturadores (packers). Estetipo de completação ainda não foi utilizado em poços marítimos.

As principais vantagens deste método são:

produção e controle de vários reservatórios produzidos simultaneamente; possibilidade de produção de zonas marginais que poderiam não justificar a

perfuração de poços somente para produzi-las;

aceleração do desenvolvimento do campo;

diminuição do tempo de utilização dos equipamentos e tubulações obtençãode uma mesma produção acumulada do poço;

liberação mais rápida do investimento para novas aplicações;

diminuição do número de poços necessários para drenar as diversas zonas produtoras.

As principais desvantagens do método são:

maior dificuldade na seleção e utilização dos equipamentos, com maiores possibilidades de problemas;

as restaurações, embora menos frequentes, são mais complexas;

maior dificuldade na aplicação dos métodos artificiais de elevação.

4.0 ETAPAS DE UMA COMPLETAÇÃO:

A completação de um poço envolve um conjunto de operações subsequentes à perfuração. Uma completação típica de típica de um poço marítimo, com árvore de natalconvencional e equipamentos de gás lift, obedece às seguintes fases, em sequenciacronológica.

OBS: Com pequenas diferenças, estas fases são as mesmas para a completação deum poço terrestre.

instalação dos equipamentos de segurança para controle do poço;

condicionamento do revestimento de produção, até topo do liner, utilizando águado mar;

condicionamento do liner, e substituição fluido nele contido por fluido decompletação

verificação da qualidade da cimentação primária realizada pela perfuração, ecorreção, se necessário;

canhoneio na zona de interesse, para que se comunique o reservatório com ointerior do revestimento de produção, permitindo produção dos fluidos doreservatório;


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avaliação das formações, através de um teste de formação à poço revestido(TFR), se solicitado;

descida da cauda de produção, geralmente com coluna de trabalho. A cauda de produção tem o objetivo de isolar a formação, possibilitando a retirada apenas da parte

superior da coluna de produção numa futura intervenção, sendo que a extremidade dacoluna deve se posicionar a aproximadamente 30 metros acima do topo da zona deinteresse (Figura 08);

retirada da coluna de trabalho, com a camisa do TSR;

instalação dos equipamentos no interior do poço, para garantir a produção deforma segura e eficiente;

instalação da árvore de natal, convencional ou molhada;

4.COLUNA DE PRODUÇÃO

A coluna de produção é constituída basicamente por tubulação metálicaremovível (tubulação de produção), onde ficam conectados uma série de outroscomponentes, sendo descida pelo interior do revestimento de produção, com asseguintes finalidades básicas:

conduzir, de forma otimizada e segura, os fluidos produzidos até a superfície, comauxílio inclusive de método de elevação artificial, se necessário;

proteger o revestimento contra fluidos agressivos (CO2, H2S, etc) e pressões

elevadas; possibilitar a circulação de fluidos para o amortecimento do poço em

intervenções futuras.A composição de uma coluna de produção é função de uma série de fatores,

tais como:

localização do poço (terra ou mar);

regime de produção de fluidos (surgente ou com elevação artificial);

tipo de fluido a ser produzido (óleo ou gás, com CO e/ou H S);

necessidade de contenção da produção de areia associada aos hidrocarbonetos; vazão de produção;

número de zonas produzindo (completação simples, dupla ou seletiva), etc.

Uma composição ótima de coluna,deve levar em conta os aspectos desegurança, técnico/operacional e econômico.


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4.1 PRINCIPAIS COMPONENTES DA COLUNA DE PRODUÇÃO:

4.1.1 TUBOS DE PRODUÇÃO

Os tubos de produção são componentes básicos da coluna e representam o maior

custo dentre os equipamentos de subsuperfície. A variedade de tubos existentes nomercado é suficiente para atender a todas as condições de produção e injeção de fluidosnos poços de petróleo.

A seleção da tubulação a ser empregada num determinado poço leva em conta odiâmetro interno do revestimento de produção, a máxima vazão de produção esperada, otipo de fluido a ser produzido e os esforços mecânicos a serem suportados. Em razãodos esforços que a coluna será submetida durante a sua vida útil ( tensões de tração, decolapso e pressão interna), é definido o grau do aço, a espessura da parede requerida e,consequentemente, seu peso por metro.

A estanqueidade da coluna de produção é muito importante, e normalmente seutilizam conexões com rocas finas que promovem a vedação metal-metal.

No caso dos conectores, deve-se levar em consideração a vedação e a resistência àtração que eles podem fornecer. Os mais usuais podem ser:

FIGURA 04: Conectores


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As roscas do tipo EU (external upset ) e NU (non-upset) são normatizadas e padronizadas pela API. Elas atendem a uma gama de poços, dependendo dascaracterísticas dos mesmos. Suas características são:

Eficiência à tração alta para as roscas EU e baixa para as roscas NU; Eficiência de vedação é bastante dependente das propriedades da graxa;

Perfil interno não é liso, expondo os fios de rosca ao fluxo de fluidos dointerior da coluna;

As roscas EU possuem luvas com grande diâmetro externo das luvas;

Essas características não são favoráveis para que essas roscas sejam utilizadasutilizadas em poços de grandes pressões e profundidades, visto que o diâmetro internodo revestimento é reduzido, e poços que produzam gás. Por isso alguns fabricantes

desenvolvem rocas conhecidas como PREMIUM. As características são:

Vedação metal-metal;

Perfil interno liso;

Filetes da rosca sob tensão após o aperto;

Uso de materiais mais nobres.

4.1. 2 SHEAR-OUT

É um equipamento instalado na extremidade inferior da coluna de produção que permite o tamponamento temporário desta. Também conhecido por sub de pressurização. Possui três sedes, duas superiores que são vedadas com o lançamento deesferas de diâmetros diferentes, e a inferior tamponada. A sede tamponada é utilizada

para o assentamento do packers, cujo mecanismo de assentamento demanda pressão(packer hidráulico e hidrostático), e o número de parafusos de cisalhamento é odimensionado de acordo com a pressão necessária para o assentamento do packer. Ao se

pressurizar a coluna, a força atuante na sede faz com que os parafusos cisalhem, caindoa sede no fundo do poço e liberando a passagem pela coluna.

Caso haja a necessidade de tamponar novamente a shear-out, esferas compatíveiscom cada uma das sedes são lançadas no poço, promovendo a vedação da coluna decima para baixo. Para brir ao fluxo novamente, basta pressurizar a coluna. Uma vezrompida a sede inferior, a shear-out passa a funcionar como uma boca de sino, pois temsua extremidade inferior biselada para facilitar a reentrada de ferramentas na coluna de

produção.


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Figura 05: Shear-Out

4.1.3 HYDRO-TRIP

Também serve para o tamponamento temporário da coluna, podendo ser instaladaem qualquer ponto desta. A sede não cai para o fundo do poço, pois tem umareentrância apropriada para isto, e apresenta a desvantagem de não permitir a passagem

plena na coluna após o rompimento da sede. O dimensionamento dos parafusos decisalhamento e a operação são semelhantes à da shear-out.

Figuras 05 e 06: Hydros-trip


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4.1.4 NIPPLES DE ASSENTAMENTO

Servem para alojar tampões mecânicos, válvulas de retenção ou registradores de

pressão. Normalmente são instalados na cauda da coluna de produção, abaixo de todasas outras ferramentas, mas podem ser instalados, tantos quantos necessários, em vários pontos da coluna. Há dois tipos principais: não-seletivo e seletivo. O não-seletivo possuium batente na parte inferior, com diâmetro interno menor que o diâmetro interno daárea polida. Normalmente, é utilizado quando a coluna requer um único nipple ou comoo último (mais profundo) de uma série de nipples do mesmo tamanho. O nipple seletivonão possui batente, isto é, a própria área selante serve de batente localizador. Podem serinstalados vários nipples seletivos de mesmo tamanho numa mesma coluna e, nessecaso, o assentamento é feito pela ferramenta de descida ou pelo tipo trava doequipamento a ser instalado.

Figuras 07 e 08: Nipples de Assentamento.

4.1.5 CAMISA DESLIZANTE:

A Camisa deslizante é um equipamento que serve para comunicar o interior dacoluna ao espaço anular. Possui uma camisa interna que pode ser aberta ou fechada,quando necessário, através de operações com cabo. A área de fluxo normalmente éequivalente à seção da coluna de produção e destina-se a promover a comunicaçãoanular-coluna ou coluna-anular. As camisas deslizantes podem ser utilizadas emcompletações seletivas, possibilitado colocar em produção ou isolar zonas empacotadas

por dois packers.


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Figura 09: Camisa Deslizante.

4.1.6 CHECK VALVE:

É uma válvula que serve para impedir o fluxo no sentido descendente. É composta

de uma sede, com uma válvula de retenção que se abre quando pressurizada de baixo

para cima e veda quando pressurizada de dima para baixo.

Figura 10: Check Valve


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4.1.7 PACKER DE PRODUÇÃO:

O obturador ou Packer, tem a função básica de promover a vedação do espaçoanular entre o revestimento e a coluna de produção, numa determinada profundidade.

Os packers têm múltiplas funções,sendo elas:

Servem para compor a primeira barreira mecânica de segurança deespaço anular, conjuntamente com a DHSV. Que cumpre o mesmo papel dacoluna;

Proteger o revestimento (acima dele) contra pressões da formação efluidos corrosivos;

Possibilitar a injeção controlada de gás, pelo anular, nos casos deelevação artificial por gas-lift;

Permitir a produção seletiva de várias zonas por uma única coluna de produção (com mais de um packer).

Os packers são constituídos por borracha de vedação, cunhas, pinos decisalhamento .

É posicionado de tal forma que a extremidade da coluna de produção fique aaproximadamente 30m acima do topo da formação produtora, para permitir perfilagense ampliações de conhoneio though-tubing.

Eles são chamados de:

Recuperáveis quando podemos retirá-lo do poço para efetuar manutenção naoficina.

Permanentes são aqueles que após fixados no poço , só podem ser removidosatravés de corte ou destruição dos mesmos.

OS PRINCIPAIS TIPOS DE PACKERS DE PRODUÇÃO:

PACKER RECUPERÁVEL Normalmente de assentamento hidrostático, este tipo de packer é desassentado,

apenas tracionando-se a coluna. Após desassentado, não pode mais ser assentado sem

antes sofrer uma manutenção, já que durante o assentamento e desassentamento há aruptura de pinos ou anéis de cisalhamento.


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Existem vários tipos e modelos de packers recuperáveis inclusive packers duplos,isto é, que têm dois “bores”. Este tipo de packer é usado em poços com completação

dupla ou poços equipados com BCS, sendo que neste caso o cabo elétrico passa por umdos “bores”.

Quanto ao mecanismo de assentamento podem ser MECÂNICOS, quando sãofixados com giro e peso ou tração, HIDRÁULICOS quando são fixados pela ação

PACKER PERMANENTE

É um tipo de packer que, uma vez assentado, não se consegue mais recuperá-lo.Para desassentá-lo, é necessário cortá-lo com uma broca e, geralmente, é empurrado

para o fundo do poço.

É assentado a cabo, utilizando-se uma unidade de perfilagem. Para ser assentado,é conectado a uma “setting tool” (ferramenta de assentamento) e descido até a

profundidade apropriada. Ao se acionar, eletricamente, a “setting tool”, há a detonaçãode um explosivo que cria um movimento da camisa superior para baixo, comprimindotodo o conjunto até a camisa retentora. Este movimento expande o elemento de vedaçãoe as cunhas contra o revestimento.

Quanto ao mecanismo de assentamento podem ser À CABO OU COM ACOLUNA DE PRODUÇÃO.

4.1. 8 UNIDADE SELANTE:

É um equipamento descido na extremidade da coluna que pode ser apoiado outravado no packer permanente, promovendo a vedação na área polida do packer. Dividi-se em três tipos:

Âncora: É uma unidade selante que é travada na rosca do packer permanente através de garra, que é conectada com a liberação do pesosobre a ferramenta e desconectada com a rotação à direita. Os dentes dagarra têm perfil horizontal na parte superior, o que garante aimpossibilidade de liberação por tração.

Trava: É uma unidade selante que é travada na rosca do packer permanente através de garra, que é conectada com a liberação de pesosobre a ferramenta e desconectada com tração, pois não tem umdispositivo anti-rotacional que permita seu giro para liberação.


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Batente: Este tipo de unidade selante não trava, pois não possui rosca. Pararetirá-la basta tracionar a coluna.

Figura 11: Âncora, Trava e Batente

4.1.9JuntaTelescópica(TSR)

Ela é usada para absorver a expansão ou contração da coluna, causada pelas

variações de temperatura sofridas quando há produção ou injeção de fluidos. Permite

também, a retirada da coluna sem haver a necessidade de retirar os e quipamentosinstalados.

A Junta Telescópica é composta por duas partes independentes: a camisa externa

e o mandril. A camisa externa e solidária com a parte superior da coluna e é composta

por dois conjuntos de barreiras de detritos, quatro conjunto de unidades selantes e a

sapata guia. O mandril é solidário com a parte inferior da coluna e possui um perfil F

seguido de um mandril polido e duas sedes para parafusos de cisalhamento.

A vedação entre os dois conjunto (Camisa externa e madril) é feita pelo conjunto

de unidades selantes sobre o mandril polido. O travamento entre os dois conjuntos, para

descida ou retirada, é feito através da sapata-guia que se encaixa no mandril e por parafusos de cisalhamento que tanto podem ser instalados para ruptura por tração ou

compressão.


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Figura 12: Junta Telescópica.

4.1.10 MANDRIL DE GÁS-LIFT:

Os mandris de gas-lift são os componentes da coluna de produção que servem para alojar as válvulas que permitirão a circulação de gás no espaço anuar para a coluna

de produção. Estas válvulas podem ser assentadas e retiradas através de operações acabo e destinam-se à elevação artificial por gas-lift.

Os mandris são excênctricos, isto é, as bolsas de assentamento das válvulas sãolocalizadas na lateral do mandril, só sendo acessíveis com a utilização de ferramentasespeciais (desviadoras) através de operações com cabo. Assim, os mandris mantêm umdiâmetro igual ao dos tubos de produção.

Figura 13: Mandril de Gás-Lift

4.1.11 VÁLCULA DE SEGURANÇA DE SUBSUPERFÍCIE (DHSV):

A válvula de segurança de subsuperfície ou DHSV (Down Hole Safety Valve), posicionada sempre abaixo do fundo do mar, é instalada na coluna de produção e

compõe a primeira barreira de segurança poço, cuja função é evitar erupções ou fluxosdescontrolados do poço (também chamados blowouts). A DHSV é um equipamento do


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tipo “normalmente fechada”, ou seja, é necessário a pressurização de linha de controle

hidráulica para a sua abertura. Despressurizando esta linha de controle, a DHSVautomaticamente será fechada. Para produzir o poço a DHSV deve ficar na posiçãoaberta, o que é conseguido através da pressurização de uma linha de controle desde aUnidade Estacionária de Produção (UEP), passando pelo manifold e pela Árvore de

Natal Molhada, nas completações molhadas, ou entrando diretamente na Árvore de Natal Convencional, nas completações secas.

FIGURA 14: Esquema de DHSV tubing mounted

5.0 CONCLUSÕES:

Com a realização deste trabalho verificou-se a importância de uma completação bem realizada, destacando o papel fundamental da coluna de produção, durante toda avida produtiva do poço de petróleo, visto que ela é o elemento responsável por ligardiretamente os fluidos do reservatório e a superfície com segurança, economicidade eoperacionalidade.

Para a escolha da coluna de produção de um poço de petróleo é de sumaimportância conhecer as condições do campo de produção, o funcionamento dosequipamentos que serão utilizados, os fluidos que irão passar pela coluna, o tipo deelevação que será utilizado, além de outras muitas variáveis que devem ser semprecolocadas em pauta, sendo papel do Engenheiro de Completação realizar a melhorescolha.


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6.0 REFERÊNCIAS:

Garcia, J. E. L. A Completação de Poços no Mar. CEN-NOR Centro deDesenvolvimento de Recursos Humanos Norte-Nordeste. Apostila PETROBRAS,1997.

Thomas , J. E.; Triggia, A. A.; et. al. Fundamentos de Engenharia de Petróleo.Rio de Janeiro: Editora Interciência, PETROBRAS, 2ª edição, 2001.

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