UNIVERSIDADE FEDERAL DE PELOTAS Centro de Engenharias Engenharia de Petróleo
Trabalho de Conclusão de Curso
DESENVOLVIMENTO DE UMA METODOLOGIA PARA COMPLETAÇÃO DE POÇOS SUBMARINOS
André Michels
Pelotas, 2015
André Michels
DESENVOLVIMENTO DE UMA METODOLOGIA PARA COMPLETAÇÃO DE POÇOS SUBMARINOS
Trabalho de Conclusão de Curso apresentado ao curso de Engenharia de Petróleo da Universidade Federal de Pelotas, como requisito parcial à obtenção do título de Bacharel em Engenharia de Petróleo
Orientador: Prof. Dr. Kazuo Miura
Coorientador: Prof. Dr. Valmir Francisco Risso
Pelotas, 2015
André Michels
DESENVOLVIMENTO DE UMA METODOLOGIA PARA COMPLETAÇÃO DE
POÇOS SUBMARINOS
Trabalho de Conclusão de Curso aprovado, como requisito parcial, para obtenção do grau de Bacharel em Engenharia de Petróleo, Faculdade de Engenharia de Petróleo, Universidade Federal de Pelotas.
Data da Defesa:14/12/2015
Banca examinadora:
......................................................................................................................................Prof. Dr. Valmir Francisco Risso (Coorientador) Doutor em Ciências e Engenharia de Petróleo pela Universidade Estadual de Campinas.
.......................................................................................................................................
Prof. Dr. José Wilson da Silva
Doutor em Engenharia Química pela Universidade Estadual de Campinas.
......................................................................................................................................
Prof. Romulo Henrique Batista de Farias
Bacharel em Tecnologia de Petróleo e Gás pela Universidade Estácio de Sá.
Aos meus pais.
Agradecimentos
Agradeço a minha família, pelo apoio e incentivo que sempre me deram
durante a minha formação, tornando possível todos esses anos de estudo até a
conclusão da minha graduação.
A Ane por estar presente durante o fim do curso e a construção deste
trabalho tornando estes momentos mais agradáveis e felizes, assim como,
compartilhar seus pensamentos, críticas e sugestões contribuindo para minha
formação.
Aos meus amigos, pelo apoio e companhia durante as várias etapas da minha
formação, do colégio a faculdade e intercâmbio. Aos meus colegas e professores da
UFPel, por dividirem seus conhecimentos comigo sendo responsáveis por todo o
meu aprendizado durante o curso.
Ao meu orientador, Prof. Kazuo por dividir seus conhecimento, tempo e me
auxiliar durante o processo de construção deste trabalho, assim como, ao Prof.
Valmir, que tornaram esse trabalho possível.
Aos demais professores, colegas e funcionários do DEP da Unicamp, que me
ajudaram a solucionar todas as dificuldades encontradas.
MICHELS, André. DESENVOLVIMENTO DE UMA METODOLOGIA PARA COMPLETAÇÃO DE POÇOS SUBMARINOS. Trabalho de Conclusão de Curso de Bacharel em Engenharia de Petróleo - Centro de Engenharias, Universidade Federal de Pelotas, Pelotas, 2015.
Resumo
Apenas o término da perfuração de um poço não permite que esse opere de
forma segura e econômica. Para habilitá-lo as condições de operação, são
necessárias operações para instalar a coluna de produção (ou de injeção) com seus
componentes no poço perfurado. Devido à diversidade de variáveis presentes na
completação de um poço, o planejamento deste processo é muito importante,
porém, muitas vezes difícil. Neste trabalho será apresentada uma abordagem para o
planejamento de completação de um poço submarino, descrevendo as
características do poço, a função dos equipamentos utilizados e, as operações
necessárias para instalação dos equipamentos. Será utilizada uma modificação da
metodologia FRAM, aplicada à sequência das operações, visando mitigar falhas de
planejamento da completação. O objetivo é uma sequência de instalação robusta,
respeitando condições de segurança e pré-condições existentes entre as operações
da completação.
Palavras Chave: Poço; completação; operações; planejamento; sequência de instalação; pré-condições.
MICHELS, André. DESENVOLVIMENTO DE UMA METODOLOGIA PARA COMPLETAÇÃO DE POÇOS SUBMARINOS. Course Completion Work of Bachelor in Petroleum Engineering - Engineering Center, Federal University of Pelotas, Pelotas, 2015.
Abstract
Only the end of the drilling of a well does not allow it to operate safely and
economically. To enable it to operating conditions, operations are required to install
the production string (or injection string) with its components in the borehole.
Because of the diversity of variables in the completion of a well, the planning of this
process is very important but often difficult. This work presents an approach to the
planning completion of a subsea well, describing the well characteristics, the
equipment used and its function and, the operations necessary for the equipment
installation. A modification of FRAM methodology will be used, being applied to the
sequence of operations, to mitigate the completion design flaws. The objective is to
obtain a robust installation sequence, respecting safety and pre-existing conditions
between the completion operations.
Keywords: Well; completion; operations; planning; installation sequence; preconditions.
Lista de Figuras Figura 3.1 - Sonda Auto Elevável ........................................................................... 16 Figura 3.2 - Sonda Semi-submersível ................................................................... 17 Figura 3.3 - Navio Sonda Dual Activity .................................................................. 18 Figura 3.4 - Arvore de Natal .................................................................................... 19 Figura 3.5 - Blowout Preventer .............................................................................. 20 Figura 3.6 - Tubing Head ........................................................................................ 21 Figura 3.7 - Suspensor de coluna .......................................................................... 22 Figura 3.8 - Bucha de desgaste ............................................................................. 23 Figura 3.9 - Coluna de produção ........................................................................... 24 Figura 3.10 - Cauda ................................................................................................. 25 Figura 3.11 - Packer ................................................................................................ 26 Figura 3.12 - Bridge Plug ........................................................................................ 28 Figura 3.13 - Surface controlled subsurface valve .............................................. 29 Figura 3.14 - Standing valve ................................................................................... 30 Figura 3.15 - Wireline entry guide .......................................................................... 31 Figura 3.16 - Regulador de fluxo com MGL e VGL ............................................... 32 Figura 3.17 - Exemplo de barreiras Fonte: Miura, 2004 ........................................ 33 Figura 3.18 - Exemplo de conjunto solidário de barreiras .................................. 34 Figura 3.19 - Exemplo de sinal e ruído aleatório .................................................. 42 Figura 3.20 - Representação gráfica de estruturas funcionais ........................... 43 Figura 4.1 - Condições iniciais do poço ................................................................ 44 Figura 4.2 - Condições finais do poço .................................................................. 45 Figura 4.3 - Packer de Produção ............................................................................ 47 Figura 4.4 - Equipamentos instalados abaixo do packer .................................... 47 Figura 4.5 - Ferramenta de instalação ................................................................... 48 Figura 4.6 - Junta de expansão para coluna de produção ................................. 49 Figura 4.7 - Regulador de fluxo .............................................................................. 49 Figura 4.8 - Surface controlled subsurface valve ................................................ 50 Figura 4.9 - Exemplo CSB primário e CSB terciário ............................................ 51 Figura 4.10 - Representação gráfica das operações ........................................... 52 Figura 5.1 - Condições iniciais ............................................................................... 54
Figura 5.2 - Pós operação 1 .................................................................................... 55 Figura 5.3 - Pós operação 2 .................................................................................... 55 Figura 5.4 - Pós operação 3 .................................................................................... 56 Figura 5.5 - Pós operação 4 .................................................................................... 56 Figura 5.6 - Pós operação 5 .................................................................................... 57 Figura 5.7 - Pós operação 6 .................................................................................... 57 Figura 5.8 - Operações 1-6 ..................................................................................... 58 Figura 5.9 - Pós operação 7 .................................................................................... 59 Figura 5.10 - Pós operação 8 .................................................................................. 59 Figura 5.11 - Pós operação 9 .................................................................................. 60 Figura 5.12 - Pós operação 10 ................................................................................ 60 Figura 5.13 - Pós operação 11 ................................................................................ 61 Figura 5.14 - Operações 1-11 ................................................................................. 62 Figura 5.15 - Pós operação 12 ................................................................................ 63 Figura 5.16 - Pós operação 13 ................................................................................ 63 Figura 5.17 - Pós operação 14 ................................................................................ 64 Figura 5.18 - Pós operação 15 ................................................................................ 64 Figura 5.19 - Pós operação 16 ................................................................................ 65 Figura 5.20 - Pós operação 17 ................................................................................ 65 Figura 5.21 - Pós operação 18 ................................................................................ 66 Figura 5.22 - Pós operação 19 ................................................................................ 66 Figura 5.23 - Pós operação 20 ................................................................................ 67 Figura 5.24 - Operações 1-20 ................................................................................. 68 Figura 5.25 - Pós operação 21 ................................................................................ 69 Figura 5.26 - Pós operação 22 ................................................................................ 69 Figura 5.27 - Pós operação 23 ................................................................................ 70 Figura 5.28 - Pós operação 24 ................................................................................ 70 Figura 5.29 - Pós operação 25 ................................................................................ 71 Figura 5.30 - Pós operação 26 ................................................................................ 71 Figura 5.31 - Mapa das operações. ........................................................................ 73
Sumário
1 Introdução .......................................................................................................... 13
2 Motivação ........................................................................................................... 14
3 Revisão da Literatura ........................................................................................ 15 3.1 Barreira ......................................................................................................... 15 3.2 Recursos Utilizados na Completação de Poços ...................................... 16
3.2.1 Sondas .................................................................................................... 16 3.2.2 Arvore de natal (AN) .............................................................................. 19 3.2.3 Blow out preventer (BOP) – Preventor de erupção ............................ 20 3.2.4 Tubing Heads (Base Adaptadora de Produção – BAP) ...................... 21 3.2.5 Suspensor de Coluna (Tubing Hangers – TH) .................................... 22 3.2.6 Bucha de desgaste (Wear Bushing – WB) .......................................... 23 3.2.7 Coluna de produção (COP) ................................................................... 24 3.2.8 Cauda ...................................................................................................... 25 3.2.9 Obturador (Packer) ................................................................................ 26 3.2.10 Tampão mecânico (Bridge Plug - BP) ................................................ 28 3.2.11 Válvula de Segurança de Subsuperfície controlada na superfície (SCSSV) ............................................................................................................. 29 3.2.12 Standing Valve (STV) ........................................................................... 30 3.2.13 Boca de Sino (Wireline entry guide) .................................................. 31 3.2.14 Mandril de Gaslift (MGL) e Válvula de gaslift (VGL) ......................... 32 3.2.15 Permanent Downhole Gauge (PDG) Registrador Permanente de Fundo de Poço ................................................................................................. 33
3.3 Conjunto Solidário de Barreiras ................................................................ 33 3.4 Racionalidade para completação de poços .............................................. 35 3.5 Functional Resonance Accident Model (Modelo de acidente por ressonância funcional) ........................................................................................ 41
4 Materiais e Métodos .......................................................................................... 44 4.1 Caracterização do Poço .............................................................................. 44
4.1.1 Condições iniciais ................................................................................. 44 4.1.2 Condições finais .................................................................................... 45
4.2 Seleção dos Equipamentos ........................................................................ 46 4.2.1 Completação Inferior (lower completion) ............................................ 46 4.2.2 Completação superior (upper completion) ......................................... 48
4.3 Aplicação dos conjuntos solidários de barreiras .................................... 51 4.4 Modificação do Modelo de Acidente por Ressonância Funcional (FRAM) 52
5 Resultados e Discussões ................................................................................. 54 5.1 Operações da completação ........................................................................ 54 5.2 Modificação do Modelo de Acidente por Resonância Funcional (FRAM) 72
6 Conclusão .......................................................................................................... 74
7 Sugestões para Trabalhos Futuros ................................................................. 75
8 Referências Bibliográficas ............................................................................... 76
Glossário .................................................................................................................. 79
13
1 Introdução
Apenas o término da perfuração de um poço não permite que este opere de
forma segura e econômica. Para habilitá-lo as condições de operação, são
necessárias operações para instalar a coluna de produção (ou de injeção) com seus
componentes no poço perfurado. A este processo se dá o nome de completação.
Para que os fluidos possam ser tanto produzidos ou injetados, aspectos
operacionais e técnicos devem ser analisados. É desejável que a completação
busque a otimização de vazão e, minimize as intervenções de manutenção durante
sua vida produtiva. Devido a diversidade de variáveis presentes na completação de
um poço, o planejamento deste processo é muito importante, porém, muitas vezes
difícil.
Neste trabalho será desenvolvida uma metodologia para o planejamento de
completação de um poço submarino, envolvendo conceitos de barreira e conjuntos
solidários de barreira, o modelo de acidente por ressonância funcional proposto por
Erik Hollnagel e Örjan Goteman e, a racionalidade desenvolvida por Peden para
tomar decisões que influenciam na seleção de equipamentos utilizados na
completação. Também serão descritas as características do poço e as condições em
que deverá operar; a função dos equipamentos utilizados para completação
submarina e, as operações necessárias para instalação dos equipamentos. O
objetivo do trabalho é planejar a completação de um poço submarino, utilizando a
metodologia a ser desenvolvida e aplicada em um poço para produção de
hidrocarbonetos utilizando elevação artificial por gaslift.
14
2 Motivação
A motivação para este trabalho vem da dificuldade encontrada em
compreender quais processos e, os parâmetros que são necessários para instalar
um equipamento em um poço submarino, e também, como agrupar as informações
disponíveis para planejar a completação de um poço. A escassez de material sobre
este tema, também é motivo para tentar desenvolver uma metodologia para o
planejamento da completação de poços, com o objetivo de consolidar este tema não
somente na indústria onde empresas possuem mais informações sobre os
processos e equipamentos mas também na academia onde ainda não se encontram
publicações.
15
3 Revisão da Literatura
3.1 Barreira
Existem diversas classificações de barreiras que evitam fluxos não
intencionais de fluidos do poço para o meio ambiente. A Agência Nacional do
Petróleo em sua norma número 25 de 2002, define barreira como: “separação física
apta a conter ou isolar os fluidos dos diferentes intervalos permeáveis”.
Também disciplina procedimentos que devem ser adotados durante o
abandono de poços (temporário e permanente), o isolamento de zonas de
hidrocarbonetos e aquíferos. Determina que deve ser evitada a migração de fluidos
entre formações, tanto pelo poço ou pelo espaço anular entre o poço e o
revestimento, assim como, a migração de fluidos até a superfície terrestre ou o
fundo do mar.
Uma barreira pode ser classificada como:
A. Líquida: Constituída por uma coluna de liquido capaz de prover pressão
hidrostática suficiente para que não ocorra fluxo de fluido no intervalo em
questão ou poço;
B. Sólida consolidada: Uma barreira que não se deteriora ao longo do tempo
sendo representada por:
• tampões de cimento ou outros materiais de características físicas similares;
• revestimentos cimentados;
• anulares cimentados entre revestimentos;
C. Sólida mecânica: Caracterizada como temporária constituída por:
• tampão mecânico permanente (permanente bridge plug);
• tampão mecânico recuperável (retrievable bridge plug);
• retentor de cimento (cement retainer);
• obturadores (packers), de qualquer natureza;
• válvulas de segurança do interior da coluna de produção;
• tampões mecânicos do interior da coluna de produção;
• equipamentos de cabeça de poço.
Revisão da Literatura
16
3.2 Recursos Utilizados na Completação de Poços
3.2.1 Sondas
Segundo (Mordehachvili, 2009) Os diferentes ambientes e lâminas de água
onde reservatórios de petróleo são encontrados, fazem com que diferentes tipos de
sonda sejam utilizadas. Os tipos de sondas são determinados pelas características
de ancoragem, mobilidade e lâmina de água. Sendo eles:
• Auto Eleváveis (figura 3.1)
Possuem uma estrutura flutuante e estruturas de apoio que podem ser
operadas de maneira mecânica ou hidráulica. Podem ser rebocadas ou possuir
propulsão própria, quando chegam ao local desejado as estruturas são decidas até o
assoalho marinho e a plataforma é elevada até que não sofra o impacto das ondas.
Podem operar em lâminas de água de até 300m. Neste tipo de sonda o BOP está
localizado na superfície.
Figura 3.1 - Sonda Auto Elevável
Fonte: Petrogasnews
Revisão da Literatura
17
• Semi-submersíveis (figura 3.2)
Estas plataformas tem seu convés apoiado por colunas em flutuadores
submersos. São estáveis e capazes de operar em condições de mar e clima mais
severos. Podem ou não ter propulsão própria, sua ancoragem pode utilizar sistemas
de posicionamento dinâmico, a velocidade de deslocamento é de 5 knots, em média.
Figura 3.2 - Sonda Semi-submersível
Fonte: Petrogasnews
Revisão da Literatura
18
• Navios Sonda
Possuem autonomia de locomoção e maior velocidade quando comparados
com outras sondas. Não possuem restrições de lâmina de água, porém, quando
comparados à plataformas semi-submersíveis podem ser mais instáveis. Sua
velocidade de deslocamento é de 11 knots em média.
Outra característica que pode ser adotada para estes tipos de sondas é
quanto a sua capacidade de operação sendo: Dual activity (figura 3.3) ou single
activity. As sondas do tipo single activity utilizam apenas uma mesa rotativa. Já as
sondas dual activity (Heartsill 2004), possuem duas mesas rotativas e redundância
de equipamentos como por exemplo os ROVs, permitindo que sejam realizadas
duas operações simultaneamente, reduzindo o tempo não produtivo da sonda.
Figura 3.3 - Navio Sonda Dual Activity
Fonte: Navalunivali
Revisão da Literatura
19
3.2.2 Arvore de natal (AN)
Composta por (figura 3.4) um arranjo de válvulas, spools, medidores de
pressão e chokes equipando a cabeça do poço permite o controle da produção.
Apresentam variedade de configurações dependendo das condições a que serão
submetidas como pressão e temperatura e, de acordo com o tipo de completação
sendo simples ou múltipla (Schlumberger Glossary).
Figura 3.4 - Arvore de Natal
Fonte: FMC Technologies
Revisão da Literatura
20
3.2.3 Blow out preventer (BOP) – Preventor de erupção
Caso ocorra a perda de controle do poço, a válvula instalada no topo do poço
pode ser fechada permitindo o controle dos fluidos. Para controlar o poço
normalmente é aumentada a densidade do fluido até que se controle os fluidos da
formação e se possa abrir novamente a válvula.
As especificações dos BOPs (figura 3.5) variam de acordo com o tamanho e a
pressão a qual estará submetido, o BOP permite fechar a seção do poço, selar o
anular entre os tubos e poço e cortar os tubos (Schlumberger Glossary).
Figura 3.5 - Blowout Preventer
Fonte: NOV.com
Revisão da Literatura
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3.2.4 Tubing Heads (Base Adaptadora de Produção – BAP)
Este equipamento (figura 3.6) é acoplado ao casing spool para suspender a
coluna de produção e selar o anular entre a coluna de produção e o casing. A
cabeça de produção é necessária durante a perfuração e completação de poços,
quando um poço é completado, a árvore de natal é instalada no topo da cabeça
equipada com um adaptador (FMC Tubing Heads Catalog).
Figura 3.6 - Tubing Head
Fonte: FMC Technologies
Revisão da Literatura
22
3.2.5 Suspensor de Coluna (Tubing Hangers – TH)
É instalado no topo da coluna de produção, utilizado para suspender a coluna
de produção através da cabeça do poço. O tubing hanger (figura 3.7) deve garantir
isolamento hidráulico entre a coluna de produção e o anular (Schlumberger
Glossary). São instalados através do BOP e assentados no topo da cabeça da
coluna de produção. Podem ser simples ou duplos nos casos de poços com
completação múltipla (FMC Tubing Hangers Catalog).
Figura 3.7 - Suspensor de coluna
Fonte: FMC Technologies
Revisão da Literatura
23
3.2.6 Bucha de desgaste (Wear Bushing – WB)
A bucha de desgaste (figura 3.8) é utilizada para proteger outros
equipamentos durante operações de perfuração e completação. Pode ser instalado
na cabeça do poço e no último revestimento suspenso protegendo a superfície
interna dos mesmos (IADC Glossary).
Figura 3.8 - Bucha de desgaste
Fonte: Sunryoil
Revisão da Literatura
24
3.2.7 Coluna de produção (COP)
A coluna de produção (figura 3.9) é composta por tubos metálicos e outros
componentes, e é descida no interior do revestimento de produção, suas funções
são:
• Conduzir os fluidos até a superfície, protegendo o revestimento de fluidos
agressivos e pressões elevadas;
• Permitir instalação de equipamentos para elevação artificial ;
• Possibilitar a circulação de fluidos para o aumento da densidade do fluido
(amortecimento) no poço.
Figura 3.9 - Coluna de produção
Fonte: (Thomas, 2001)
Revisão da Literatura
25
3.2.8 Cauda
A cauda (figura 3.10) permite que em futuras intervenções a parte superior da
coluna de produção seja removida, mantendo isolados os intervalos canhoneados
abaixo da cauda. Os equipamentos abaixo da junta telescópica compõem a cauda
(Thomas, 2001).
Figura 3.10 - Cauda
Fonte: (Thomas, 2001)
Revisão da Literatura
26
3.2.9 Obturador (Packer)
O uso dos packers (figura 3.11) no interior dos poços permite o isolamento
entre o revestimento e o tubing, outras funções do packer são: proteger o
revestimento de corrosão e separar zonas produtoras. São classificados pela sua
aplicação, método de instalação e se são permanentes ou recuperáveis
(Schlumberger Glossary):
• Permanentes
Só podem ser removidos do poço quando perfurados ou cortados.
Normalmente oferecem maior resistência a pressão e temperatura, seu diâmetro
externo é geralmente menor, oferecendo mais espaço entre a ferramenta e o
revestimento. Podem ser instalados utilizando wireline, arame, coiled tubing e drill
pipe (Packer Systems – Baker Catalog).
• Recuperáveis
Podem ser removidos e reutilizados, normalmente custam mais caro que
packers permanentes. Podem ser instalados utilizando wireline, hidraulicamente,
hidrostaticamente e mecanicamente (Packers – Halliburton Catalog).
Figura 3.11 - Packer
Fonte: Baker6
Revisão da Literatura
27
Quanto a aplicação pode ser do tipo (Schlumberger Glossary):
A. Production packer: utilizado para selar o anular e assegurar a parte inferior da
coluna de produção.
B. Squeeze: é um tipo de packer recuperável utilizado durante algumas
operações de cimentação, permitindo a injeção de cimento sem que o ocorra
o deslizamento do packer.
C. Storm: é um tipo de packer recuperável utilizado ainda durante perfuração
dos poços onde as operações podem ser suspensas como nos casos de
tempestade, o equipamento permite a desconexão da sonda sem que a
coluna de perfuração tenha que ser retirada do poço.
D. Tie-Back: é um tipo de packer utilizado quando o poço é equipado com um
liner do tipo tie-back.
E. Swellable: é um equipamento que conta com elastômeros que se expandem
selando seu anular quando imersos em certos fluidos no poço. Estes
elastômeros podem ser tanto sensíveis a água quanto ao óleo.
F. Sealbore: é um tipo de packer de produção que contem uma seção vazada
com selos que podem encaixadas a parte inferior da coluna de produção, este
tipo de packer é utilizado quando a movimentação da coluna de produção for
muito grande.
Revisão da Literatura
28
3.2.10 Tampão mecânico (Bridge Plug - BP)
São equipamentos (figura 3.12) instalados no poço para isolar a parte inferior
do mesmo. Podem ser permanentes ou recuperáveis, permitindo a parte inferior do
poço ser isolada permanentemente para impedir produção ou temporariamente para
realizar tratamentos na parte superior do plug (Schlumberger Glossary). O método
de instalação varia de acordo com cada equipamento e fabricante.
• Permanentes
Podem ser instalados por wireline, arame, coiled tubing e mecanicamente
(Drillable Service Tools Halliburton Catalog).
• Recuperáveis
Podem ser instalados por arame, coiled tubing, wireline. A desinstalação
também depende do equipamento podendo utilizar equipamentos de pescaria e
rotação de coluna (Retrievable Service Tools Halliburton Catalog).
Figura 3.12 - Bridge Plug
Fonte: Halliburton9
Revisão da Literatura
29
3.2.11 Válvula de Segurança de Subsuperfície controlada na superfície (SCSSV)
São válvulas de segurança controladas pela superfície (figura 3.13) que
operam em subsuperfície, uma linha de controle conectada a válvula percorre a
parte externa do tubing. Para que a válvula permaneça aberta, a linha de controle
deve permanecer pressurizada, para fechar a válvula é necessário interromper a
pressurização da linha a qual é controlada na plataforma (Schlumberger Glossary).
Figura 3.13 - Surface controlled subsurface valve
Fonte: SSV – Onix – Baker catalog
Revisão da Literatura
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3.2.12 Standing Valve (STV)
São válvulas (figura 3.14) utilizadas para impedir o fluxo descendente dos
fluidos dentro da coluna de produção, quando a pressão hidrostática exercida pela
coluna for superior a pressão do reservatório a válvula permitirá a vedação da
coluna, entretanto, quando a pressão do reservatório for superior a pressão da
coluna de produção, a válvula permite o fluxo ascendente dos fluidos do
reservatório. Estas válvulas geralmente são instaladas e retiradas por operações
com arame, e alojadas em nipples localizados na coluna (Schlumberger Glossary).
Figura 3.14 - Standing valve
Fonte: Weatherford
Revisão da Literatura
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3.2.13 Boca de Sino (Wireline entry guide)
A boca de sino (figura 3.15) foi desenvolvida para ser instalada na
extremidade inferior da coluna, facilitando as ferramentas que utilizam wireline de
entrar novamente na coluna. Variações de modelo como pumpout plug e shear-
outball permitem que a coluna seja pressurizada, quando a pressão atingir o valor
pré-determinado de ruptura o plug ou bola são retirados da ferramenta, após este
procedimento os subs permitem acesso do tubing para o casing (Packer Systems –
Baker Catalog).
Figura 3.15 - Wireline entry guide
Fonte: Baker6
Revisão da Literatura
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3.2.14 Mandril de Gaslift (MGL) e Válvula de gaslift (VGL)
As VGL ficam alojadas dentro de MGL que são instalados ao longo da coluna
de produção (figura 3.16). O conjunto MGL e VGL é usado para comunicar o anular
ao interior da coluna de produção. Esta comunicação permite troca dos fluidos de
maneira que a densidade dos fluidos no interior da coluna seja reduzida, retirando o
fluido de amortecimento ou colocando o poço em produção.
A VGL só permite o fluxo do anular para coluna. A VGL opera utilizando uma
esfera que veda a sua sede e uma mola que tende a manter a válvula fechada.
A instalação das VGL podem ser feitas de duas maneiras dependendo do tipo
de mandril utilizado, sendo instaladas enquanto a coluna é montada e descida no
poço ou quando utilizado outro tipo de mandril, sua instalação é feita por operações
com arame após a descida da coluna de produção (Santarem, 2009).
Figura 3.16 - Regulador de fluxo com MGL e VGL
Fonte: Baker3
Revisão da Literatura
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3.2.15 Permanent Downhole Gauge (PDG) Registrador Permanente de Fundo de Poço
Estes instrumentos são utilizados para monitorar mudanças de pressão,
temperatura, vazão, acústica e sísmica. Os sensores podem ser eletrônicos ou
óticos.(Weatherford – OmniWell Production and Reservoir Monotoring)
Os dados obtidos no poço são transmitidos em tempo real para superfície,
auxiliando identificar e prever problemas no poço. São equipamentos de fácil
instalação, podendo ser instalados por cabo elétrico e capazes de operar em
condições de alta pressão e temperatura.
Alguns medidores de vazão óticos não apresentam restrições ao fluxo e
também podem trabalhar com fluidos mono e multifásicos. Podendo ser instalados
sem restrições de diâmetro de tubulação e também em poços injetores ou
produtores.
3.3 Conjunto Solidário de Barreiras
As definições de barreira apresentadas pela norma 25 da ANP trabalham
barreiras como sistemas independentes para conter fluxos indesejáveis (figura 3.17),
entretanto, é possível que ocorra um fluxo que contorne uma barreira instalada. Um
poço aberto que utilize tampões de cimento no topo e base da camada com
hidrocarbonetos, poderá apresentar um vazamento caso ocorra uma fratura na
formação, conectando o reservatório a uma camada permeável que permita o fluxo
até a superfície.
Figura 3.17 - Exemplo de barreiras
Fonte: Miura, 2004
Revisão da Literatura
34
Utilizando uma abordagem diferente onde barreiras devem trabalhar em
conjunto, define-se o conjunto solidário de barreiras de segurança (CSB):
Conjunto constituído de uma ou mais barreiras aptas a impedir o evento indesejável considerando todos os caminhos possíveis entre o sistema em estudo e o meio ambiente (MIURA, 2004).
Um CSB deve apresentar barreiras em todos os caminhos possíveis (figura
3.18), sendo solidárias para que não ocorra o contorno de uma barreira. Aplicam-se
para que não ocorra a comunicação entre coluna e anular, assim como, o poço e
seu anular.
Figura 3.18 - Exemplo de conjunto solidário de barreiras
Fonte: Miura, 2004.
Os conjuntos solidários de barreiras devem ser aplicados de acordo com
(Miura, 2004) onde:
• Pelo menos dois conjuntos solidários independentes e testados de barreiras
de segurança devem estar disponíveis para prevenir fluxo não intencional do
poço, durante todo o ciclo de vida de um poço exceto abandono definitivo, isto
é, durante a perfuração, completação, produção e/ou injeção, restauração e
abandono temporário;
• O estado de cada conjunto solidário de barreiras deve ser conhecido durante
todo o tempo. A identificação destes estados deve ser feita antes do começo
de cada atividade (operação) planejada;
Revisão da Literatura
35
• Na eventualidade de falha de uma barreira, medidas imediatas devem ser
tomadas para restabelecimento da condição de dois conjuntos solidários de
barreiras independentes;
• No abandono definitivo, pelo menos três conjuntos solidários independentes e
testados de barreiras de segurança devem estar disponíveis para prevenir
fluxo não intencional do poço.
3.4 Racionalidade para completação de poços
O artigo de Peden (1986) relata que, movido pelas dificuldades encontradas
no desenvolvimento da completação de poços, apresentou uma tentativa de
racionalizar as decisões e fatores que influenciam a seleção ou especificação dos
equipamentos, assim como, os processos envolvidos durante a completação.
Apoiado por empresas e informações obtidas da região do Mar do Norte, apresentou
4 critérios que devem ser satisfeitos para garantir a eficiência da completação,
sendo eles:
• Otimização do desempenho da produção/injeção;
• Segurança – Capacidade de cessar a produção e reestabelecer o controle do
poço em condições controladas e de emergência;
• Integridade e Confiabilidade – produção prolongada e intervenções limitadas;
• Minimização de custos.
As informações necessárias para completação foram classificadas em 4
categorias, sendo elas:
• Objetivos do poço e parâmetros do reservatório: Informações do reservatório,
fluido e localização do poço.
• Informações de completação e intervenção: Informações baseadas no histórico
e requisitos do poço como por exemplo a estimulação.
• Especificação dos equipamentos da completação: Dimensões, material de
construção, compatibilidade e disponibilidade dos componentes.
Revisão da Literatura
36
• Problemas de produção: Devem ser identificados os problemas que irão
acontecer e os que podem acontecer (como mudanças de molhabilidade) ao
longo da vida produtiva do poço.
• Após estabelecidos os critérios e as informações necessárias para se realizar
uma completação eficiente, (Peden,1986) estabeleceu o processo de tomada
de decisões considerando a completação de um poço submarino, este
processo foi dividido em 9 etapas.
1) Procedimento de execução da completação
O procedimento para instalação da coluna de produção é fundamental para o
processo de completação, requer conhecimento da política de canhoneio, define
requisitos de pressão do poço durante canhoneio e completação e influência a
seleção de equipamentos.
Para o procedimento de execução devem ser definidos o método de
canhoneio, as condições do poço durante o canhoneio e, a configuração do packer e
cauda assim como a sequência de instalação.
O canhoneio em underbalance permite melhor produtividade dos
canhoneados, entretanto, em condições de overbalance o canhoneio pode ser
realizado por wireline ou tubing conveyed.
A configuração do packer e da cauda dependem de diversos fatores, o
método de instalação dos packers pode ser hidráulico, mecânico ou a cabo.
Nos casos em que não ocorrerá movimento da unidade selante, a coluna de
produção pode ser descida junto com o packer sendo necessário a instalação de um
nipple na cauda para o assentamento do packer. Outra opção é a instalação
independente do packer ou packer e cauda, utilizando packer mecânico ou a cabo,
seguido da instalação da coluna de produção.
Quando é esperado o movimento da unidade selante o packer pode ser
assentado a cabo ou mecanicamente seguido da instalação da coluna de produção
com a cauda e a unidade selante no poço. Outra opção é instalar o packer e cauda
como descrito anteriormente e encaixar a unidade selante na extremidade inferior da
coluna de produção no packer.
Revisão da Literatura
37
2) Seleção do fluido de completação
Os critérios para a seleção do fluido de completação são: a densidade
necessária, disponibilidade e necessidade de filtragem, compatibilidade com a
formação e a possibilidade de causar dano a formação, estabilidade do fluido
submetido a temperatura e ao tempo, possibilidade de precipitação e a possibilidade
de corrosão.
3) Seleção da coluna de produção (COP)
A seleção da coluna de produção requer as especificações dos diâmetros
internos e externos dos tubos, o comprimento de cada seção, material de construção
dos tubos, tipo de conexão e rosca, movimento máximo esperado para a coluna de
produção.
4) Especificação da unidade selante
Para os casos onde o movimento da coluna é pequeno diversas alternativas
podem ser utilizadas como:
a) Utilizar um conjunto de selo tipo ancora onde um selo estático é inserido no
packer;
b) Utilizar coluna de produção com maior espessura ou resistência a tensão e
utilizar conexões mais resistentes;
c) Uma junta telescópica pode ser utilizada quando o movimento for pequeno.
Quando o movimento da coluna for grande é necessário o uso de conjuntos
de selo dinâmicos, os mais utilizados no mar do norte são:
a) Locator Seal Assembly (LSA) - O conjunto de selos é instalado na parte
interna do packer, a extensão da área selante pode ser aumentada
adicionando tubos ao packer.
b) Polished Bore Receptacle (PBR) – Frequentemente utilizado para poços
equipados com liners onde, a coluna de produção pode ser instalada em uma
área selante acima do liner.
Revisão da Literatura
38
5) Especificação da cauda
A cauda deve permitir isolar o poço abaixo do packer, utilizar medidores de
temperatura e pressão, guiar a retirada de ferramentas a cabo e, alojar extensões de
corte e selo.
6) Seleção do packer
As duas características principais para especificação do packer de produção
são a profundidade e quanto a recuperação do packer. O programa de revestimento
do poço influi na seleção do packer, para poços produtores revestidos, o packer
deverá ser instalado o mais profundo possível, de acordo com a cauda.
Para os casos em que um liner de produção é utilizado, a localização do
packer irá depender da integridade do cimento no entorno do liner, quando a
cimentação for boa o packer será instalado no interior do liner, caso a integridade do
cimento não for adequada, o packer deverá ser instalado no revestimento de
produção.
De maneira geral os packers permanentes serão utilizados quando:
• O diferencial de pressão previsto exceder 5000 psi;
• A temperatura exceder 225 °F;
• Houver a existência de H2S e a temperatura for inferior a 160°F;
• Intervenções previstas sejam infrequentes.
Caso estas condições não ocorram, packers recuperáveis são
recomendados, considerando que o histórico de uso destes equipamentos sejam
confiáveis.
Revisão da Literatura
39
7) Seleção da válvula de segurança (SCSSV)
Para poços produtores do mar do norte, as especificações de profundidade
de assentamento, mecanismo da válvula e recuperabilidade da válvula, foram
consideradas para escolher os equipamentos a serem utilizados.
Na maioria dos casos as válvulas podem ser instaladas em maior
profundidade, entretanto, pode ser necessário utilizar duas linhas de controle, uma
para controle da válvula e outra para controle da pressão hidrostática na linha de
controle.
As válvulas podem ser recuperáveis a arame ou com a coluna de produção.
As válvulas recuperáveis com a coluna de produção foram consideradas mais
confiáveis pelos operadores do Mar do Norte e também, oferecem maior diâmetro
interno reduzindo a perda de carga por fricção. As válvulas recuperáveis a cabo
foram consideradas mais fáceis de serem retiradas e substituídas, porém,
oferecendo menor diâmetro interno e aumentando a perda de carga durante a
produção.
Quanto ao mecanismo da válvula, os mecanismos existentes foram
considerados confiáveis mas, as válvulas do tipo flapper foram consideradas mais
fáceis de serem retificadas.
8) Seleção do dispositivo de circulação
Os dispositivos de circulação do poço devem atender os requisitos
necessários durante a indução de surgência, amortecimento do poço ou
reestabelecimento do balanço hidrostático, injeção de produtos químicos e gaslift.
Diversos dispositivos e técnicas permitem a comunicação entre a coluna de
produção e seu anular, sendo eles:
• Sliding Sleeve (SS);
• Side Pocket Mandrels (SPM) ou mandril de gaslift (MGL);
• Ported Nipple;
• Tubing Punch;
• Exposed Ports.
Revisão da Literatura
40
Os dispositivos mais comuns e operados por arame são o SS, MGL e o
ported nipple. O sistema SS permite altas taxas de circulação mas não deve ser
utilizado quando:
• CO2 ou H2S são produzidos devido a possibilidade de dano aos selos;
• A temperatura exceder 225°F;
• Em poços de alta inclinação.
Para a injeção de produtos químicos a técnica mais comum encontrada no
mar do norte utiliza MGL com uma válvula de injeção. Para atingir a vazão
necessária podem ser adicionadas mais válvulas ao longo do poço.
9) Seleção do wireline nipple
Os nipples podem ser instalados em diversas localizações na coluna
permitindo diversas operações como:
• Instalação de plugs para isolamento da pressão;
• Instalação de válvulas de segurança, chokes e reguladores;
• Instalação de dispositivos de monitoramento.
Os nipples se dividem em no-go e seletivos (go through), quando o sistema
no-go é utilizado, deve se tomar o cuidado de utilizar nipple de maior diâmetro
interno próximo a superfície, e ir reduzindo seu diâmetro interno até o nipple mais
profundo. Para os nipples seletivos, estes podem apresentar o mesmo diâmetro
interno ao longo da coluna de produção, entretanto, os problemas mais comuns ao
utilizar os nipples seletivos são a tensão no arame e seu alongamento que dificultam
identificar a localização do nipple, nestes casos deve se utilizar um espaçamento
mínimo entre os nipples de 30 pés ou mais. Outro problema é a confiabilidade do
sistema que deve ser checado considerando seu histórico.
Revisão da Literatura
41
3.5 Functional Resonance Accident Model (Modelo de acidente por ressonância funcional)
O modelo de acidente por ressonância funcional proposto por Erik Hollnagel e
Örjan Goteman (2006), utiliza o princípio da ressonância estocástica no contexto de
um sistema, para identificar riscos em sistemas dinâmicos e descrever acidentes
complexos. Para compreender os conceitos utilizados pelo autor do modelo, os
conceitos de ressonância, ressonância estocástica e ressonância funcional serão
explicados abaixo.
A ressonância é definida como a resposta de um objeto ou sistema que vibra em fase com uma força externa oscilatória. Esta interação ocorre quando a força
aplicada ao sistema possui frequência próxima a frequência natural do sistema,
resultando no aumento de amplitude da onda.
A diferença entre a ressonância e a ressonância estocástica ocorre na natureza da força atuante. A ressonância estocástica é o fenômeno no qual um sinal
não linear é sobreposto a um sinal periódico modulado. Este sinal é normalmente
indetectável devido a sua fraqueza, porém, torna-se detectável devido a ressonância
com o ruído estocástico (Figura 3.19).
Sistemas complexos como por exemplo os compostos por homens e
equipamentos, possuem diversos subsistemas para compor um sistema. Embora
construídos para operar de maneira previsível e confiável, possuem variabilidade de
desempenho. Caso considerado um subsistema que compõem o sistema, a sua
variabilidade de desempenho, pode ser vista como um sinal modulado de baixa
intensidade e normalmente indetectável.
Um sistema pode ser considerado como ruído aleatório devido a soma de
todos os sinais de desempenho variável dos subsistemas, que quando somados
formam o ruído. Um subsistema que sofra uma variabilidade de desempenho muito
grande ao interagir com o ruído pode gerar uma ressonância.
Na ressonância estocástica o ruído realmente aleatório é sobreposto ao sinal.
Neste sentido o sinal é uma propriedade do sistema, enquanto o ruído é uma
propriedade do ambiente.
Revisão da Literatura
42
Figura 3.19 - Exemplo de sinal e ruído aleatório
Fonte: modificado de (Hollnagel, 2006)
No modelo sistemático de acidente, a delineação entre sistema (sinal fraco) e
ambiente (ruído) é relativa, qualquer parte da variabilidade do sistema pode ser um
sinal e o resto ruído. A ressonância então não depende de uma fonte desconhecida,
e é uma consequência das ligações funcionais do sistema. Sendo assim, o autor do
modelo considera melhor utilizar o termo ressonância funcional que ressonância estocástica, devido ao ruído que não é puramente estocástico, pois pode ser
determinado pela variabilidade das funções do sistema.
Ao utilizar o modelo de acidente por ressonância funcional (FRAM), o primeiro
passo a ser tomado é identificar as estruturas funcionais para um cenário ou tarefa.
As estruturas funcionais foram descritas em termo das 6 relações existentes entre as
funções para realizar uma tarefa, sendo elas:
• Input (I): O que é necessário para realizar a função. São a ligação as funções anteriores e podem ser utilizados ou transformados pela função para produzir
os outputs.
• Output (O): São o produto de uma função e a ligação as funções seguintes.
• Recursos (R): Representa o que é necessário para a função para processar o input.
Revisão da Literatura
43
• Controle (C): Ou restrições, servem para supervisionar ou restringir a função.
• Pré-condição (P): são as condições que devem ser atingidas antes de realizar a função.
• Tempo (t): todos os processos são governados pelo tempo, que também pode servir como uma restrição nos casos onde exista um período no qual a
atividade deve ser realizada.
A representação gráfica de um estrutura funcional é apresentada na figura
3.20 abaixo:
Figura 3.20 - Representação gráfica de estruturas funcionais
Fonte: Hollnagel, 2006
A análise de risco normalmente procura por funções ou ações que causaram
falhas. O FRAM tem seu foco voltado para como as condições que podem gerar
acidentes emergem, para que isto seja possível o autor estabeleceu os seguintes
passos:
• Identificar e caracterizar funções essenciais do sistema, a caracterização
pode ser baseada nas 6 relações existentes entre as estruturas funcionais.
• Caracterizar o potencial de variabilidade, utilizando uma lista de checagem.
• Definir a ressonância funcional baseado nas dependências entre funções
identificadas.
• Identificar barreiras para variabilidade e especificar o monitoramento
necessário para a performance necessária.
44
4 Materiais e Métodos
4.1 Caracterização do Poço
O poço simulado com dados que se assemelham as características reais de
um poço, foi perfurado e cimentado em lâmina de água de aproximadamente 900
metros em 4 seções verticais de diferentes diâmetros, dentre eles:
• O revestimento condutor com diâmetro de 30” do fundo do mar (900 m) até
940 metros;
• O revestimento de superfície com diâmetro de 13.3/8” do fundo do mar (900
m) até 1875 metros;
• O revestimento de produção com diâmetro de 9.5/8” do fundo do mar (900 m)
até 2825m;
• O liner com 7” de 2725m até 3060m, cobrindo o topo e a base do
reservatório.
4.1.1 Condições iniciais
Após a cimentação, o poço apresenta: o sistema de cabeça de poço
submarino (SCPS), Blow Out Preventer (BOP) e fluido de perfuração no interior do
poço (figura 4.1).
Figura 4.1 - Condições iniciais do poço
Materiais e Métodos
45
4.1.2 Condições finais
Após a completação, o poço deve estar preparado para ser conectado a
plataforma de produção e começar a produção. Para isso deve apresentar: Árvore
de Natal Molhada (ANM), Suspensor de coluna (Tubing Hanger – TH), Base
Adaptadora de Produção (BAP), Sistema de Cabeça de Poço Submarino (SCPS),
Obturador (Packer), Cauda, Mandril de GasLift (MGL), Surface Controlled
Subsurface Safety Valve (SCSSV), Coluna de Produção (COP) e realizado o
Canhoneio (figura 3.7).
Figura 4.2 - Condições finais do poço
Materiais e Métodos
46
4.2 Seleção dos Equipamentos
A seleção dos equipamentos foi baseada no processo de tomada de decisão
proposto por Peden (1986). A partir da decisão de realizar o canhoneio do poço a
cabo elétrico em condições overbalance, instalar um packer de produção
permanente também a cabo elétrico separado da coluna de produção devido a
movimentação esperada para a coluna de produção.
4.2.1 Completação Inferior (lower completion)
A completação inferior será composta por um packer permanente de
produção (figura 4.3 - DB Retainer Production Packer) e conectados na sua parte
inferior, serão instalados um tubo curto (pup joint), um nipple e uma boca de sino
(figura 4.4). Na parte superior do packer será encaixada a coluna de produção
(completação superior) com uma unidade selante na extremidade inferior.
O tubo curto será solidário ao nipple do tipo bottom no go e à boca do sino do
tipo shear-out ball. O uso desta boca de sino substituirá a válvula do tipo standing
valve, pois, ambos permitirão a pressurização do interior da coluna e, o fluxo do
interior do poço para a coluna. O nipple poderá ser utilizado para alojar
equipamentos de monitoramento como os PDGs.
A instalação do packer permanente será realizada por cabo elétrico utilizando
a ferramenta de instalação (figura 4.5) do tipo E-4 wireline pressure setting
assembly.
Para assentar o packer é necessário instalar um kit adaptador ao packer para
que possa ser conectado a ferramenta de instalação. Após a montagem, os
equipamentos são descidos no poço por cabo elétrico (wireline), uma carga elétrica
gera a ignição da carga explosiva na ferramenta de instalação. O aumento da
pressão dos gases gerados na combustão é utilizado para gerar a força necessária
para assentar o packer. Após assentar o packer, o kit adaptador se desconecta do
packer, permitindo a retirada da ferramenta de instalação.
Materiais e Métodos
47
Figura 4.3 - Packer de Produção
Fonte: Packer system6 – Baker catalog.
Figura 4.4 - Equipamentos instalados abaixo do packer
Fonte: Packer systems6 – Baker catalog.
Materiais e Métodos
48
Figura 4.5 - Ferramenta de instalação
Fonte: Packer system6 – Baker catalog.
4.2.2 Completação superior (upper completion)
A coluna de produção (COP) será composta por: tubos de produção (tubing);
a válvula de segurança controlada por superfície (SCSSV); mandril de gaslift com a
válvula (MGL/VGL);uma junta de expansão (E Tubing Expansion Joint) para
compensar os movimentos de contração e expansão da coluna (figura 4.6); e uma
unidade selante na extremidade para encaixar no packer (interligação com a
completação inferior).
Esta COP será suspensa pelo tubing hanger a ser assentado na base
adaptadora de produção (BAP).
Para a injeção de gás pelo anular será utilizado um MGL do tipo side pocket
mandril, este equipamento (BE Full-Opening Downhole Flow Regulator) mantem o
diâmetro interno da coluna de produção pois a VGL é instalada paralela a coluna
como representado na figura 4.7.
Materiais e Métodos
49
Figura 4.6 - Junta de expansão para coluna de produção
Fonte: Packer systems6 – Baker catalog.
Figura 4.7 - Regulador de fluxo
Fonte: Flowcontrol3 – Baker catalog
Materiais e Métodos
50
Próximo à superfície será instalada a válvula de segurança de subsuperfície
(SCSSV - Onix), que para a sua operação, uma linha pressurizada é conectada da
válvula até o controle de superfície. A pressurização da linha permite a compressão
da mola e abertura da válvula, caso ocorra a despressurização da linha a mola irá
retomar a sua posição inicial e fechar a válvula. Na figura 4.8 estão representada as
posições aberta e fechada da válvula.
Figura 4.8 - Surface controlled subsurface valve
Fonte: SSV – Onix – Baker catalog
Para a junta de expansão será utilizado uma junta telescópica (Tubing Seal
Receptacle- TSR) ao invés de utilizar um Polished Bore Receptacle (PBR).
Materiais e Métodos
51
4.3 Aplicação dos conjuntos solidários de barreiras
Neste trabalho serão utilizados os conjuntos solidários de barreiras como
proposto por (Miura, 2004), durante todas as operações de completação realizadas
neste trabalho, serão utilizados dois conjuntos solidários de barreiras. Sendo o
conjunto solidário de barreiras primário próximo a base do poço e o conjunto
solidário de barreira terciário próximo a superfície
Neste trabalho não foram determinados os conjuntos solidários de barreiras
secundários, pois não ocorrerá o abandono do poço, quando necessário realizar o
abandono devem ser determinados os CSBs secundários.
Na figura 4.9, o CSB primário está representado pela linha azul e é
constituído por: camada de rocha capeadora, cimentação do liner, liner, cimentação
de revestimento de produção em frente ao liner. O CSB secundário representado
pelo fluido de perfuração e CSB terciário representado pela linha vermelha que é
composto por: camada de rocha capeadora, cimentação do revestimento de
produção (acima do liner), revestimento de produção, SCPS e o BOP.
Figura 4.9 - Exemplo CSB primário e CSB terciário
Materiais e Métodos
52
4.4 Modificação do Modelo de Acidente por Ressonância Funcional (FRAM)
As operações realizadas durante a completação de poços foram mapeadas e
as suas relações foram divididas em três categorias: pré-condições, input e output.
Essa simplificação em relação ao modelo original é devida a ausência de
informações de controle, tempo e os recursos envolvidos durante a completação de
poços.
As pré-condições caracterizam a necessidade de realizar uma tarefa anterior
a operação e as pré-condições negativas ocorrem quando é necessária a ausência
de um equipamento ou operação. As pré-condições permitem ordenar as operações
para que seja possível realizar a instalação dos equipamentos em uma sequência
lógica e segura.
O input de uma operação é caracterizado por o que é necessário para realizar
a operação e o output de uma operação representa o que foi produzido após
concluída a operação.
Para analisar todas as operações em um gráfico as operações foram
representadas em triângulos. As operações foram identificadas pelo número da
operação no centro do triângulo e nos vértices estão representadas as pré-
condições pela letra P, inputs pela letra I e, outputs pela letra O como na figura 4.10.
As operações podem apresentar mais de uma pré-condição e input, porém, sempre
resultarão em um único output.
Figura 4.10 - Representação gráfica das operações
Materiais e Métodos
53
As condições iniciais do poço BOP instalado e poço cimentado foram
representadas por círculos. Durante a análise da sequência das operações, foi
determinado que a instalação do BOP não possui pré-condições, devido as
características do equipamento, que é utilizado para intervenções de emergência.
Os outputs gerados pelo BOP estão representados em azul para facilitar sua
identificação devido a sua importância durante a completação.
Para representar as pré-condições negativas foram utilizadas linhas
vermelhas e o sinal negativo para identificar a necessidade de não realizar uma
operação. Negligenciar estas pré-condições negativas pode levar a erros de difícil
correção, como por exemplo a instalação da cauda impede que o canhoneio seja
realizado como planejado. A instalação da cauda causa a redução do diâmetro
interno do poço, sendo necessário utilizar um canhão menor que poderia reduzir a
eficiência produtiva do poço.
As linhas pretas sólidas e tracejadas foram utilizadas para relacionar as
demais operações. Foram utilizadas as linhas tracejadas para facilitar a distinção
entre operações.
54
5 Resultados e Discussões
Neste capítulo, serão apresentadas as operações necessárias para instalação
dos equipamentos; os conjuntos solidários de barreira para cada etapa da
completação e a modificação do FRAM para controle da segurança da completação.
5.1 Operações da completação
Para instalar os equipamentos selecionados serão necessárias as operações
listadas abaixo. As operações seguem a ontologia apresentada por Miura (2004), a
ordem das operações, foi desenvolvida aplicando os conjuntos solidários de
barreiras e a modificação do FRAM conforme apresentado no capitulo 4.4.
1) Teste de estanqueidade
Pré Operação (figura 5.1):
CSB 1: Rocha Capeadora + Cimentação do liner + liner + Fluido de
perfuração.
CSB 3: Rocha Capeadora + Cimentação revestimento superfície +
Revestimento superfície + SCPS + BOP.
Figura 5.1 - Condições iniciais
Resultados e Discussões
55
Pós Operação (figura 5.2):
CSB 1: Rocha Capeadora + Cimentação do liner + liner + Fluido de
perfuração.
CSB 3: Rocha Capeadora + Cimentação revestimento superfície +
Revestimento superfície + SCPS + BOP.
Figura 5.2 - Pós operação 1
2) Condicionamento de Revestimento
Pós Operação (figura 5.3):
CSB 1: Rocha Capeadora + Cimentação do liner + liner + Fluido de
perfuração.
CSB 3: Rocha Capeadora + Cimentação revestimento superfície +
Revestimento superfície + SCPS + BOP.
Figura 5.3 - Pós operação 2
Raspadores
Resultados e Discussões
56
3)Troca de fluido de poço
Pós Operação (figura 5.4):
CSB 1: Rocha Capeadora + Cimentação do liner + liner + Fluido de
completação.
CSB 3: Rocha Capeadora + Cimentação revestimento superfície +
Revestimento superfície + SCPS + BOP.
Figura 5.4 - Pós operação 3
4) Perfilagem para verificação de cimentação
Pós Operação (figura 5.5):
CSB 1: Rocha Capeadora + Cimentação do liner + liner + Fluido de
completação.
CSB 3: Rocha Capeadora + Cimentação revestimento superfície +
Revestimento superfície + SCPS + BOP.
Figura 5.5 - Pós operação 4
Perfilagem
Fluido de completação
Resultados e Discussões
57
5) Assentamento de Tampão Mecânico a Cabo Elétrico – BPR
Pós Operação (figura 5.6):
CSB 1: Rocha Capeadora + Cimentação do liner + liner + Fluido de
completação.
CSB 3: Rocha Capeadora + Cimentação revestimento superfície +
Revestimento superfície + SCPS + BPR + BOP.
Figura 5.6 - Pós operação 5
6) Retirada de BOP
Pós Operação (figura 5.7):
CSB 1: Rocha Capeadora + Cimentação do liner + liner + Fluido de
completação.
CSB 3: Rocha Capeadora + Cimentação revestimento superfície +
Revestimento superfície + SCPS + BPR.
Figura 5.7 - Pós operação 6
Bridge Plug Recuperável
Resultados e Discussões
58
As 6 primeiras operações (figura 5.8) são necessárias para testar a vedação
do poço e, realizar a sua limpeza interna para que os próximos equipamentos
possam ser instalados. Esta limpeza é necessária para a remoção de detritos ou
sujeira que podem comprometer a atuação dos equipamentos a serem instalados,
permitindo então a instalação do tampão mecânico e a remoção do BOP para que
as próximas operações sejam realizadas.
Figura 5.8 - Operações 1-6
Resultados e Discussões
59
7) Jateamento de housing do SCPS
Pós Operação (figura 5.9):
CSB 1: Rocha Capeadora + Cimentação do liner + liner + Fluido de
completação.
CSB 3: Rocha Capeadora + Cimentação revestimento superfície +
Revestimento superfície + SCPS + BPR.
Figura 5.9 - Pós operação 7
8) Instalação de BAP e bucha de desgaste
Pós Operação (figura 5.10):
CSB 1: Rocha Capeadora + Cimentação do liner + liner + Fluido de
completação.
CSB 3: Rocha Capeadora + Cimentação revestimento superfície +
Revestimento superfície + SCPS + BPR.
Figura 5.10 - Pós operação 8
Jateamento
BAP e bucha de desgaste
Resultados e Discussões
60
9) Instalação de BOP
Pós Operação (figura 5.11):
CSB 1: Rocha Capeadora + Cimentação do liner + liner + Fluido de
completação.
CSB 3: Rocha Capeadora + Cimentação revestimento superfície +
Revestimento superfície + SCPS + BPR.
Figura 5.11 - Pós operação 9
10) Retirada de bridge plug recuperável
Pós Operação (figura 5.12):
CSB 1: Rocha Capeadora + Cimentação do liner + liner + Fluido de
completação.
CSB 3: Rocha Capeadora + Cimentação revestimento superfície +
Revestimento superfície + SCPS + BAP + BOP.
Figura 5.12 - Pós operação 10
BOP
Resultados e Discussões
61
11) Canhoneio a cabo
Pós Operação (figura 5.13):
CSB 1: Rocha Capeadora + Cimentação do liner + liner + Fluido de
completação.
CSB 3: Rocha Capeadora + Cimentação revestimento superfície +
Revestimento superfície + SCPS + BAP + BOP.
Figura 5.13 - Pós operação 11
Canhoneio
Resultados e Discussões
62
As operações 7,8,9,10 e 11 (figura 5.14) são necessárias para que sejam
instalados a base adaptadora de produção e o BOP, para que o canhoneio possa
ser realizado em segurança após a retirada do bridge plug recuperável. A presença
do BOP é necessária para controlar o poço pois, ao se realizar o canhoneio o poço
estará conectado ao reservatório podendo ocorrer fluxo de fluidos.
Figura 5.14 - Operações 1-11
Resultados e Discussões
63
12) Assentamento de Tampão Mecânico a Cabo Elétrico – Packer e cauda
Pós Operação (figura 5.15):
CSB 1: Rocha Capeadora + Cimentação do liner + liner + Fluido de
completação + Packer + Shear-out.
CSB 3: Rocha Capeadora + Cimentação revestimento superfície +
Revestimento superfície + SCPS + BAP + BOP.
Figura 5.15 - Pós operação 12
13) Retirada de bucha de desgaste
Pós Operação (figura 5.16):
CSB 1: Rocha Capeadora + Cimentação do liner + liner + Fluido de
completação + Packer + Shear-out.
CSB 3: Rocha Capeadora + Cimentação revestimento superfície +
Revestimento superfície + SCPS + BAP + BOP.
Figura 5.16 - Pós operação 13
Cauda
Resultados e Discussões
64
14) Montagem e Descida da Coluna Definitiva
Pós Operação (figura 5.17):
CSB 1: Rocha Capeadora + Cimentação do liner + liner + Fluido de
completação + Packer + Shear-out + COP.
CSB 3: Rocha Capeadora + Cimentação revestimento superfície +
Revestimento superfície + SCPS + BAP + BOP + COP.
Figura 5.17 - Pós operação 14
15) Balanceio de coluna
Pós Operação (figura 5.18):
CSB 1: Rocha Capeadora + Cimentação do liner + liner + Fluido de
completação + Packer + Shear-out + COP.
CSB 3: Rocha Capeadora + Cimentação revestimento superfície +
Revestimento superfície + SCPS + BAP + BOP + COP.
Figura 5.18 - Pós operação 15
Coluna de produção
Resultados e Discussões
65
16) Teste de válvula de segurança DHSV
Pós Operação (figura 5.19):
CSB 1: Rocha Capeadora + Cimentação do liner + liner + Fluido de
completação + Packer + SCSSV + COP.
CSB 3: Rocha Capeadora + Cimentação revestimento superfície +
Revestimento superfície + SCPS + BAP + BOP + COP.
Figura 5.19 - Pós operação 16
17) Instalação de Suspensor de coluna
Pós Operação (figura 5.20):
CSB 1: Rocha Capeadora + Cimentação do liner + liner + Fluido de
completação + Packer + SCSSV + COP.
CSB 3: Rocha Capeadora + Cimentação revestimento superfície +
Revestimento superfície + SCPS + BAP + TH + BOP + COP.
Figura 5.20 - Pós operação 17
Suspensor de coluna
Resultados e Discussões
66
18) Indução de surgência com N2
Pós Operação (figura 5.21):
CSB 1: Rocha Capeadora + Cimentação do liner + liner + Fluido de
completação + Packer + SCSSV + COP.
CSB 3: Rocha Capeadora + Cimentação revestimento superfície +
Revestimento superfície + SCPS + BAP + TH + BOP + COP.
Figura 5.21 - Pós operação 18
19)Rompimento de sub de pressurização
Pós Operação (figura 5.22):
CSB 1: Rocha Capeadora + Cimentação do liner + liner + Fluido de
completação + Packer + SCSSV + COP.
CSB 3: Rocha Capeadora + Cimentação revestimento superfície +
Revestimento superfície + SCPS + BAP + TH + BOP + COP.
Figura 5.22 - Pós operação 19
Injeção de N2
Rompimento de sub
Resultados e Discussões
67
20) Instalação de Objeto arame de TH
Pós Operação (figura 5.23):
CSB 1: Rocha Capeadora + Cimentação do liner + liner + Fluido de
completação + Packer + SCSSV + COP.
CSB 3: Rocha Capeadora + Cimentação revestimento superfície +
Revestimento superfície + SCPS + BAP + TH + Plug + COP.
Figura 5.23 - Pós operação 20
As operações 12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19 e 20 (figura 5.24)) são
necessárias para que a coluna de produção seja descida no poço, as distâncias
entre a cauda e o suspensor de coluna sejam conhecidas, permitindo o ajuste do
comprimento da coluna de produção e a instalação da válvula de segurança assim
como seu teste. Realizada a instalação e teste da válvula de segurança, a coluna
pode ser suspensa pelo suspensor de coluna, este equipamento permite a injeção
de gás da sonda ou plataforma para o anular da coluna de produção. Ao realizar a
injeção de gás pelo anular da coluna, o gás passará através da válvula de gaslift do
anular para o interior da coluna, induzindo a surgência do poço, resultando na
produção dos fluidos do reservatório e que seja feita a limpeza dos canhoneados.
Após feita a indução de surgência é instalado um plug no interior do
suspensor de coluna para o controle do poço e troca de equipamentos na parte
superior da base adaptadora de produção.
Plug Recuperável
Resultados e Discussões
68
Figura 5.24 - Operações 1-20
A contribuição da aplicação do conjunto solidário de barreiras e a modificação
do modelo FRAM fica evidente quando analisadas as operações 11 e 12 (figura
5.24)), onde em ambas operações os conjuntos solidários de barreira estão
definidos e garantem a segurança destas operações, entretanto, caso desrespeitada
a pré-condição negativa existente entre estas operações e, seja realizada a
instalação da cauda antes de se realizar o canhoneio, ocorreria um erro lógico que
ocasionaria a troca do método de canhoneio, ao se utilizar outro tipo de um canhão
provavelmente resultaria na perda de produção do poço.
Resultados e Discussões
69
21) Retirada de BOP
Pós Operação (figura 5.25):
CSB 1: Rocha Capeadora + Cimentação do liner + liner + Fluido de
completação + Packer + SCSSV + COP.
CSB 3: Rocha Capeadora + Cimentação revestimento superfície +
Revestimento superfície + SCPS + BAP + TH + Plug + COP.
Figura 5.25 - Pós operação 21
22) Jateamento de housing da BAP
Pós Operação (figura 5.26):
CSB 1: Rocha Capeadora + Cimentação do liner + liner + Fluido de
completação + Packer + SCSSV + COP.
CSB 3: Rocha Capeadora + Cimentação revestimento superfície +
Revestimento superfície + SCPS + BAP + TH + Plug + COP.
Figura 5.26 - Pós operação 22
Jateamento
Resultados e Discussões
70
23) Instalação de ANM
Pós Operação (figura 5.27):
CSB 1: Rocha Capeadora + Cimentação do liner + liner + Fluido de
completação + Packer + SCSSV + COP.
CSB 3: Rocha Capeadora + Cimentação revestimento superfície +
Revestimento superfície + SCPS + BAP + TH + Plug + COP.
Figura 5.27 - Pós operação 23
24) Retirada de Objeto arame de TH
Pós Operação (figura 5.28):
CSB 1: Rocha Capeadora + Cimentação do liner + liner + Fluido de
completação + Packer + SCSSV + COP.
CSB 3: Rocha Capeadora + Cimentação revestimento superfície +
Revestimento superfície + SCPS + BAP + TH + COP + ANM.
Figura 5.28 - Pós operação 24
ANM
Resultados e Discussões
71
25) Prevenção de hidratos
Pós Operação (figura 5.29):
CSB 1: Rocha Capeadora + Cimentação do liner + liner + Fluido de
completação + Packer + SCSSV + COP.
CSB 3: Rocha Capeadora + Cimentação revestimento superfície +
Revestimento superfície + SCPS + BAP + TH + COP + ANM.
Figura 5.29 - Pós operação 25
26) Instalação de tree cap e corrosion cap
Pós Operação (figura 5.30):
CSB 1: Rocha Capeadora + Cimentação do liner + liner+ Fluido de
completação + Packer + SCSSV + COP.
CSB 3:Rocha Capeadora + Cimentação revestimento superfície +
Revestimento superfície + SCPS + BAP + TH + COP + ANM + Tree Cap.
Figura 5.30 - Pós operação 26
Tree cap e corrosion cap
Resultados e Discussões
72
As operações (21, 22, 23, 24, 25 e 26) são necessárias para realizar a
retirada do BOP e seja instalada a ANM que será utilizada durante a vida produtiva
do poço. Equipamentos como a corrosion cap e tree cap foram instalados para a
proteção da ANM e também foi realizada a prevenção de hidratos de gás.
5.2 Modificação do Modelo de Acidente por Resonância Funcional (FRAM)
Após mapear as operações é possível analisar visualmente se existe
coerência na ordem a ser executada (figura 5.31). Ao analisar o mapeamento, se
encontrado um caminho onde uma pré-condição de uma operação esteja
relacionada a uma operação anterior, existe um erro lógico na sequência de
operações que deve ser corrigido. Assim como as pré-condições, os resultados de
uma operação devem ser sempre anteriores ao input de outras operações.
Uma pré-condição negativa deve relacionar a pré-condição, ao output de uma
operação anterior. Caso isso não ocorra existe um erro na sequência como no caso
anterior que também deve ser corrigido.
Após determinada a sequência das operações, é possível realizar alterações
na sequência operacional desde que sejam respeitadas as condições de input,
output e pré-condições. Sendo assim, é possível completar um poço de diversas
maneiras, realizando as mesmas operações em diferentes momentos.
Ao fim da sequência de completação, o poço está preparado para ser
conectado a unidade de produção e iniciar a produção. A elevação dos fluidos
utilizará gaslift, com injeção no anular da coluna de produção passando para o
interior da coluna através do mandril de gaslift. O controle do poço será realizado
pelos conjuntos solidários de barreira, que permitem o controle do poço durante a
vida produtiva do poço e intervenções.
Para completar o poço, 26 operações foram necessárias para atingir as
condições finais, o resultado obtido foi representado graficamente na figura 5.31.
Resultados e Discussões
73
Figura 5.31 - Mapa das operações.
74
6 Conclusão
Durante a construção de um projeto de completação, escolhas devem ser
tomadas devido às diferentes alternativas encontradas por conta dos equipamentos,
finalidade do poço e os objetivos existentes para o projeto. Neste trabalho foi
realizada a construção de uma sequência operacional segura que atinge as
condições finais pré-determinadas.
Utilizando os procedimentos adotados neste trabalho, conclui-se que,
diversos arranjos de equipamentos, assim como, diferentes sequências de
operações podem ser utilizadas. Para realizar a completação do poço, os conceitos
apresentados, permitiram determinar uma sequência de instalação robusta,
respeitando pré-condições existentes entre as diversas operações da completação.
Após construir a sequência das operações, aplicar o conceito de conjunto solidário
de barreira de segurança garante que: em uma eventual perda de controle do poço,
todos os possíveis caminhos pelo qual o fluido pode escoar estão seguros.
Desta forma, foi possível construir uma sequência de operações robusta e,
visualizar a sequência operacional em uma única imagem. Aplicar a metodologia
proposta neste trabalho, pode contribuir para tornar a completação de poços mais
eficiente e segura.
75
7 Sugestões para Trabalhos Futuros
Determinar se a metodologia desenvolvida é eficiente para ser aplicada em
outros modelos e poços reais não foi possível. Para tornar isto possível, é
necessário realizar novos estudos utilizando dados de diferentes reservatórios e
poços. Isto permitirá avaliar se as operações de instalação e os equipamentos
selecionados para equipar são confiáveis quando expostos as condições de
reservatório. Outro estudo que pode ser feito é aplicar a metodologia desenvolvida
em simulações, para comparar os resultados obtidos com projetos ou poços já
completados.
76
8 Referências
1 Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis: Portaria ANP Nº
25. 2002.
2 Baker. Cased Hole Applications. 2010. Disponivel em:
.
3 Baker. Flow Control Systems. 2010. Disponível em:
.
4 Baker. Liner Hanger. 2010. Disponivel em: .
5 Baker. Onyx 10E. 2012. Disponivel em: .
6 Baker. Packer Systems Catalog. 2012. Disponível em:
.
7 Baker. Wellbore Intervention. 2010. Disponível em:
.
8 FMC. Tubing Heads. Disponível em:
. Acessado em: 05 jun. 2015.
9 Halliburton. Drillable Service Tools. Disponível em:
.
10 Halliburton. Production Packers. Disponível em: .
11 Halliburton. Retrievable Service Tools. Disponível em:
.
12 HEARTSILL, Judson; RUTH, Edward. DYNAMIC POSITIONING, DUAL-
ACTIVITY CHALLENGES ON A DEEPWATER DRILL SHIP. IN: DYNAMIC
POSITIONING CONFERENCE. 2004.
77
13 HOLLNAGEL, E. (2006). Capturing an Uncertain Future: The Functional
Resonance Accident Model. In: EUROCONTROL SAFETY R&D SEMINAR, 25-
27 October, Barcelona, Spain.
14 IADC. Oil and Gas Drilling Glossary. Disponível em: . Acessado em 04 abr. 2015.
15 MIURA, Kazuo. Um estudo sobre a segurança operacional na construção de poços marítimos de petróleo. Dezembro de 2004. 710 Pgs. Tese Doutorado – Universidade Estadual de Campinas.
16 MORDEHACHVILI, Thiago. As sondas de perfuração e o anticiclo do petróleo. Janeiro de 2009. 107 Pgs. Dissertação – Universidade Federal do Rio de Janeiro – UFRJ.
17 NAVALUNIVALI, Disponível em
. Acessado em 16/12/2015.
18 NOV.COM, Dísponível em
https://www.nov.com/Segments/Rig_Systems/Land/Drilling_Pressure_Control/Bl
owout_Preventers/Ram_BOPs/T3_Model_6012_Ram_BOP.aspx. Acessado em
16/12/2015.
19 PEDEN, J.M. : Rationality in Completion Design and Equipment Selection in
North Sea. In: SPE EUROPEAN PETROLEUM CONFERENCE. Outubro de
1986. Londres. SPE 1587.
20 PETROGASNEWS, Disponivel em
. acessado em 16/12/2015.
21 SANTAREM, A. Clarissa. Análise de sistemas de elevação artificial por injeção de nitrogênio para surgência de poços de produção. Fevereiro de 2009. 51 Pgs. Dissertação – Universidade Federal do Rio de Janeiro – UFRJ.
22 SCHLUMBERGER. Oilfiel Glossary. Disponível em:
. Acessado em: 04 abr. 2015.
23 SUNRYOIL. Disponível em .
Acessado em 16/12/2015.
78
24 THOMAS, José Eduardo. Fundamentos de Engenharia de Petróleo. Rio de Janeiro. Editora Interciência 2001.
25 WEATHERFORD. OMNIWELL PRODUCTION AND RESERVOIR
MONITORING. 9328.00. 2013.
26 WEATHERFORD. STANDING VALVES, SV SERIES. 3007-00. 2005
79
Glossário
Casing: revestimento utilizado em poços cimentados ou poços abertos.
Choke: dispositivo com um orifício incorporado utilizado para controle de fluxo de
fluidos ou pressão.
Coiled tubing: Tubo longo e continuo que pode ser estocado em bobinas.
Drill pipe: conduto tubular com conexões especiais, o drill pipe conecta o
equipamento de superfícies na sonda com o arranjo de equipamentos de poço e a
broca.
Liner: revestimento que não se estende até o topo do poço.
Nipple: tubo curto com rosca macho em suas duas extremidades.
Nipple No-go: tubo curto com restrição de diâmetro para encaixe da ferramenta.
Overbalance: pressão de poço superior a pressão dos fluidos na formação.
Bridge Plug: ferramenta utilizada para isolar a parte inferior da ferramenta e o poço.
ROV: veículo remotamente operado.
Sliding Sleeve: dispositivo utilizado para comunicar a coluna de produção e seu
anular.
Sub: qualquer componente pequeno da coluna de produção como por exemplo um
adaptador para diferentes tipos de rosca.
Tubing: coluna de produção.
Underbalance: pressão de poço inferior a pressão dos fluidos na formação.