UNIVERSIDADE FEDERAL DE PELOTAS Centro de Engenharias...

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


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


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


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


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


21

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



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



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


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)


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)


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


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.


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


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


30

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


31

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


32

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


33

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


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;


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.


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.


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.


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.


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.


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.


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.


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.


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


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.


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.


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.


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


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).


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


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


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):


perfuração.



Figura 5.2 - Pós operação 1

2) Condicionamento de Revestimento



perfuração.




Raspadores


56

3)Troca de fluido de poço



completação.




4) Perfilagem para verificação de cimentação



completação.




Perfilagem

Fluido de completação


57

5) Assentamento de Tampão Mecânico a Cabo Elétrico – BPR



completação.


Revestimento superfície + SCPS + BPR + BOP.


6) Retirada de BOP



completação.


Revestimento superfície + SCPS + BPR.


Bridge Plug Recuperável


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


59

7) Jateamento de housing do SCPS



completação.




8) Instalação de BAP e bucha de desgaste



completação.




Jateamento

BAP e bucha de desgaste


60

9) Instalação de BOP



completação.




10) Retirada de bridge plug recuperável



completação.


Revestimento superfície + SCPS + BAP + BOP.


BOP


61

11) Canhoneio a cabo



completação.




Canhoneio


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.



63

12) Assentamento de Tampão Mecânico a Cabo Elétrico – Packer e cauda



completação + Packer + Shear-out.




13) Retirada de bucha de desgaste



completação + Packer + Shear-out.




Cauda


64

14) Montagem e Descida da Coluna Definitiva



completação + Packer + Shear-out + COP.


Revestimento superfície + SCPS + BAP + BOP + COP.


15) Balanceio de coluna



completação + Packer + Shear-out + COP.




Coluna de produção


65

16) Teste de válvula de segurança DHSV



completação + Packer + SCSSV + COP.




17) Instalação de Suspensor de coluna





Revestimento superfície + SCPS + BAP + TH + BOP + COP.


Suspensor de coluna


66

18) Indução de surgência com N2







19)Rompimento de sub de pressurização







Injeção de N2

Rompimento de sub


67

20) Instalação de Objeto arame de TH





Revestimento superfície + SCPS + BAP + TH + Plug + COP.


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


68


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.


69

21) Retirada de BOP







22) Jateamento de housing da BAP







Jateamento


70

23) Instalação de ANM







24) Retirada de Objeto arame de TH





Revestimento superfície + SCPS + BAP + TH + COP + ANM.


ANM


71

25) Prevenção de hidratos





Revestimento superfície + SCPS + BAP + TH + COP + ANM.


26) Instalação de tree cap e corrosion cap


CSB 1: Rocha Capeadora + Cimentação do liner + liner+ Fluido de


CSB 3:Rocha Capeadora + Cimentação revestimento superfície +

Revestimento superfície + SCPS + BAP + TH + COP + ANM + Tree Cap.


Tree cap e corrosion cap


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.


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.

UNIVERSIDADE FEDERAL DE PELOTAS Centro de Engenharias...

Documents

Transcript of UNIVERSIDADE FEDERAL DE PELOTAS Centro de Engenharias...