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UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE

CENTRO DE TECNOLOGIA – CT

CURSO DE ENGENHARIA DE PETRÓLEO – CEP

TRABALHO DE CONCLUSÃO DE CURSO ANÁLISE COMPARATIVA DE INTEGRIDADE DE POÇO ENTRE O REGULAMENTO TÉCNICO SGIP E A NORSOK STANDARD D-010

Discente: Matheus Medeiros de Azevedo

Orientador: Profº Msc. Gustavo Arruda Ramalho Lira

NATAL/RN

2016

MATHEUS MEDEIROS DE AZEVEDO

ANÁLISE COMPARATIVA DE INTEGRIDADE DE POÇO ENTRE O REGULAMENTO TÉCNICO SGIP E A NORSOK STANDARD D-010

Trabalho de conclusão de curso (TCC) faz

parte da grade curricular do curso de

Engenharia de Petróleo da Universidade

Federal do Rio Grande do Norte – UFRN,

sendo este requisito obrigatório para obtenção

do título de Bacharel em Engenharia de

petróleo.

Orientador: Profº Msc. Gustavo Arruda Ramalho Lira

NATAL/RN

2016

AGRADECIMENTOS

Aos meus pais, Maria Silvana Gomes Medeiros de Azevedo e Dilson

Gonçalves de Azevedo e ao meu irmão Marcos Vinícius Medeiros de Azevedo por

sempre estarem junto a mim, apoiando nos maus e bons momentos, bem como, a

toda minha família que sempre acreditou e torceu pelo meu sucesso.

Meu agradecimento também ao meu orientador Prof. Msc Gustavo Arruda

Ramalho Lira por dar todo o suporte para a conclusão do presente trabalho.

DEDICATÓRIA

Dedico primeiramente a Deus, pois sem ele nada disso teria sido possível, já

que foi com fé no senhor que recebi forças para superar todos os obstáculos que

foram impostos ao longo da vida.

Dedico especialmente a meus pais por terem me apoiado durante toda a

minha trajetória e por sempre me mostrarem o caminho ideal a ser trilhado.

Dedico aos meus amigos de universidade, em especial a Úrsula Britto,

George Henrique, Elder Santos, Clóvis Macêdo, Jady Medeiros e Bárbara câmara

que contribuíram muito durante minha formação e por sempre estarmos juntos nos

maus e bons momentos.

”Seja um sonhador apoiado na ação. ”

Bruce Lee

RESUMO

A integridade de poço refere-se à capacidade deste em evitar fluxo descontrolado de

fluidos entre as formações ou destas para a superfície por meio de um conjunto de

técnicas e equipamentos que estabeleçam barreiras de segurança, sendo muito

importante no que se diz respeito à proteção da vida humana, do meio ambiente e

dos ativos da união, do operador do contrato e de terceiros. Existem no mundo

alguns documentos que regulam a indústria do petróleo quanto à integridade de

poço, onde serão destacados neste trabalho o Regulamento Técnico do Sistema de

Gerenciamento de Integridade de Poço (SGIP) e a diretriz NORSOK D-010. Apesar

de tratarem do mesmo assunto e de seus objetivos finais serem iguais, estes

apresentam algumas visões e definições diferentes. Este trabalho consiste em

realizar uma análise comparativa e de abrangência entre o SGIP e a NORSOK D-

010 durante as fases de vida de um poço, bem como dos conceitos que os

documentos tratam, permitindo assim ter-se um panorama de como a integridade de

poço é tratada nos dois países, possibilitando, dessa forma uma visão mais ampla a

respeito do tema tratado. A diretriz apresenta um caráter prescritivo, influenciando na

forma com que a empresa gerencia os seus projetos, dando maior conformidade a

estes, enquanto que o SGIP deixa a critério da empresa, mediante avaliação de

riscos, a forma com que o operador do contrato estabelece seu gerenciamento de

integridade de poço, demonstrando um caráter mais liberal.

Palavras chaves: Integridade de poço, Barreira de segurança, Análise comparativa,

NORSOK D-010, Sistema de gerenciamento de integridade de poço.

ABSTRACT

Well integrity refers to its ability to prevent an uncontrolled flow of fluid across the

formations or between the reservoir and the surface by means of a set of techniques

and equipment to establish safety barriers and It is very important for protection of

human life, the environment and union assets, the contract operator and third parties

involved. Around the world, there are some documents that regulate the oil industry

regarding integrity well. In this paper will be highlighted the Regulamento Técnico do

Sistema de Gerenciamento de Integridade de Poço (SGIP) and the guideline

NORSOK D-010. Although they treat the same subject and their ultimate objective

are the same, they present some different views and definitions. This paper consists

in performing a comparative and comprehensiveness analysis between the SGIP and

NORSOK D-010 during the life stages of a well, as well the concepts that the

document deal with, thus allowing a view of how the well integrity is treated in both

countries, thus allowing a broader view on the subject. The Guideline presents a

prescriptive character influencing the way in which the company manages their

projects, giving greater conformity between them, while the SGIP gives freedom to

the company, by means of risk assessment, the way in which the contract operator

establishes Its well Integrity management, demonstrating a liberal character.

Key words: Well integrity, Safety barriers, Comparative analysis, NORSOK D-010,

Sistema de Gerenciamento de Integridade de poço.

LISTA DE FIGURAS

Figura 1: Esquema das operações realizadas no poço, adaptado de ISO (2013). ............... 24

Figura 2: Principais caminhos para vazamento de fluido, adaptado de Fonseca (2012) ................................................................................................................................................26

Figura 3: Barreira de poço para um caso de abandono temporário em poço não canhoneado, adaptado de NORSOK (2011)................................................................................................28 Figura 4: Vazamento de fluido em caso de formação permeável ou não competente, adaptado de NORSOK (2011)...............................................................................................31 Figura 5: Planilha de avaliação de criticidade de poço, ANP (2016).....................................36 Figura 6: Esquemas de barreira de poço para cenário de perfuração, testemunhagem e descida de coluna com equipamento de perfuração cisalhável, adaptado de NORSOK (2004).....................................................................................................................................42 Figura 7: Esquema das regiões anulares do poço.................................................................44 Figura 8: Situação de múltiplas zonas produtoras, adaptado de NORSOK (2004)..............49

LISTA DE TABELAS

Tabela 1: Incidentes de perda de integridade de poço no mundo, adaptado de ANP (2016) ....................................................................................................................................................11

Tabela 2: Incidentes de perda de integridade de poço no Brasil, adaptado de ANP (2016) ................................................................................................................................................12

Tabela 3: Descrição das barreiras e seus elementos, adaptado de NORSOK (2004) ................................................................................................................................................ 29

Tabela 4: Descrição das barreiras e seus elementos para cenário de perfuração, testemunhagem e descida da coluna com equipamentos de perfuração cisalháveis,

adaptado de NORSOK (2004) .............................................................................................. 42

.

SUMÁRIO 1-INTRODUÇÃO .............................................................................................................................................. 10

1.1–JUSTIFICATIVA ..................................................................................................................................... 15

1.2–OBJETIVO .............................................................................................................................................. 15

1.3-OBJETIVOS ESPECÍFICOS................................................................................................................. 15 2–ASPECTOS TEÓRICOS .............................................................................................................................. 16

2.1–CONTEXTO DA REGULAMENTAÇÃO BRASILEIRA ..................................................................... 16

2.2–CONTEXTO DA REGULAMENTAÇÃO NORUEGUESA ................................................................ 17

2.3-INTEGRIDADE DE POÇO .......................................................................................................... 18

2.4-FASES DE VIDA DE UM POÇO ................................................................................................. 20

2.4.1-PROJETO ............................................................................................................................. 21

2.4.2-CONSTRUÇÃO .................................................................................................................... 21

2.4.3-PRODUÇÃO ........................................................................................................................ 22

2.4.4-ABANDONO......................................................................................................................... 23

2.5-CAMINHO PARA FLUXO DE FLUIDO ................................................................................ 25 3-BARREIRA DE POÇO E CONJUNTO SOLIDÁRIO DE BARREIRA ..................................................... 27

3.1-DEFINIÇÕES .......................................................................................................................................... 27

3.2-ANÁLISE COMPARATIVA .................................................................................................................... 28 4–PROJETO DE POÇO ........................................................................................................................ 34

4.1-DEFINIÇÕES .............................................................................................................................. 34 4.1.1- POÇOS CRITÍCOS.................................................................................................... ...34

4.2-ANÁLISE COMPARATIVA .......................................................................................................... 37 5-PERFURAÇÃO .................................................................................................................................. 41

5.1-DEFINIÇÕES .............................................................................................................................. 41

5.2-ANÁLISE COMPARATIVA .................................................................................................................... 41 6–PRODUÇÃO .................................................................................................................................................. 44

6.1 - DEFINIÇÕES ........................................................................................................................................ 44

6.2-ANÁLISE COMPARATIVA .................................................................................................................... 45 7–ABANDONO ................................................................................................................................................... 46

7.1 - DEFINIÇÕES ........................................................................................................................................ 46

7.2-ANÁLISE COMPARATIVA ..................................................................................................................... 47 7.2.1-ABANDONO TEMPORÁRIO DE POÇOS.......................................................................47

7.2.2-ABANDONO PERMANENTE DE POÇOS...........................................................................48 8–CONCLUSÃO ................................................................................................................................................ 51 REFERÊNCIAS .................................................................................................................................................. 54

Trabalho de Conclusão de Curso - CEP/UFRN

INTRODUÇÃO

Os riscos associados à exploração e produção de petróleo se apresentam em

um grau elevado de importância tanto para a segurança do meio ambiente como da

vida humana. Em 2010 ocorreu o pior desastre ambiental da história que foi o

vazamento de óleo acontecido no Golfo do México, no poço de Macondo. A

plataforma Deepwater Horizon, operada pela empresa inglesa Transocean, explodiu

e provocou a perda do poço, da plataforma, além de prejuízos ambientais,

financeiros, sociais e com perda de vidas humanas (ITOPF, 2013). Neste acidente, o

petróleo vazou no Golfo do México durante 87 dias, se espalhou por mais de 1.500

km no litoral norte-americano, contaminou e matou milhares de animais (ITOPF,

2013). O dano causado devido ao vazamento está presente até os dias atuais e

compostos químicos do petróleo são encontrados nos seres vivos locais, inclusive,

em ovos de pássaros que se alimentam na região. Existem também os impactos

socioeconômicos como a perda de dezenas de bilhões de dólares das indústrias da

pesca e do turismo na costa sul dos Estados Unidos (Greenpeace, 2015). A

empresa viu o seu valor despencar de quase U$ 190 bilhões antes do acidente para

U$ 85 bilhões em dois meses (Tharp, 2010).

A Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP)

realizou um levantamento, onde foram apresentados os principais acidentes

ocorridos no mundo e no Brasil devido a perda de integridade de poço, conforme

mostrado na tabela 1 e tabela 2 respectivamente, atentando para o fato de que a

integridade de poço está sempre relacionada com a composição dos elementos de

barreira de segurança ao longo dos ciclos de vida do poço.

Matheus Medeiros de Azevedo 10


Tabela 1: Incidentes de perda de integridade de poço no mundo, adaptado de ANP (2016).

Área/Ano

Incidente

Cacterização Principais Causas

Identificadas

Reino Unido, Campo de Elgin, Vazamento de gás na Corrosão no

2012. Poço G4. cabeça do poço durante revestimento.

Etapa do Ciclo de operação de Falha no anular levando

Vida: Produção descomissionamento. ao vazamento.

Nigéria, 2012 Campo de Funiwa Perda da Jackup KS Falha em equipamentos

Etapa do Ciclo de Endeavour de superfície.

Vida: Construção Morte de dois

trabalhadores

Austrália, Campo de Montara, Vazamento descontrolado Trabalho de

2009. Poço H1. de óleo e gás (blowout) de cimentação falho

Etapa do Ciclo de 1.000 barris por dia, (barreira primária).

Vida: Abandono 30.000 no total. Instalação incompleta

Incêndio na sonda durante da barreira secundária.

operação de abandono. Operações fora dos

padrões internacionais

da indústria.

Noruega, 2004. Campo de Snorre-A, Vazamento de gás Falha de planejamento,

Poço 32A. proveniente de kick procedimentos e

Etapa do Ciclo de durante a intervenção no avaliação de risco.

Vida: Intervenção poço (retirada da coluna Falha no extintor do

de produção). flare (nitrogênio

insuficiente).

Falha em handover.



Tabela 2: Incidentes de perda de integridade de poço no Brasil, adaptado ANP (2016).

Área/Ano

Incidente

Caracterização Principais Causas

Identificadas

Campo de Underground Vazamento de 55 litros de Pressão de

Frade, Área 2, blowout do Poço 8- petróleo. injeção maior

2012. FR-28D-RJS Fratura do reservatório que a resistência

Etapa do Ciclo de até o leito marinho. da rocha.

Vida: produção Gestão de

mudança

inadequada.

Não

atendimento às

boas melhores

práticas.

Campo de Kick/ Underground Vazamento de3.700 Falha de projeto

Frade, blowout do Poço 9- barris de petróleo. na estimativa da

Área 1, 2011. FR-50DP-RJS. Underground blowout. pressão de

Etapa do Ciclo de poros.

Vida: projeto/ Limite de

construção resistência

mecânico

superado.

Cancã, 2009 Campo de Cancã Blowout Cimentação de

Poço 7-CNC-3-ES

Perda da sonda. zona portadora

de gás.

Etapa do Ciclo de

Falha na Vida: construção cimentação.

Falha

na

detecção do kick.

BOP sem pressão

hidráulica

(sonda em DMT).

Torque insuficiente nos parafusos das portas do BOP.

Falha do material do selo.

Teste inadequado do BOP.



Como visto nas tabelas 1 e 2, ocorreram muitos acidentes pelo mundo devido

a perda de integridade de poço, então surgiu a motivação e a necessidade para o

desenvolvimento de regulamentos técnicos e diretrizes que tratassem do

gerenciamento de integridade de poço e dessa forma pudessem alinhar as

atividades realizadas durante toda a vida do poço com as melhores práticas

industriais. Desenvolveram-se então, regulamentos, como por exemplo, Oil and Gas

UK Well integrity guidelines, ISO/TS 16530-2:2013(E)- Well Integrity for the

Operational Phase, e os dois documentos que serão foco de estudo deste trabalho,

o Sistema de Gerenciamento de Integridade de Poço (SGIP) e a NORSOK Standard

D-010 rev. 04, Well Integrity in Drilling and Well Operations.

O SGIP foi idealizado baseado em normas, regulamentos internacionais e nas

melhores práticas da indústria, para tentar manter sempre o melhor desempenho

possível do sistema de gerenciamento de integridade desde a fase de projeto de

poço até o seu abandono.

Por meio de auditorias de conformidade legal da resolução ANP n° 43/2007

em unidades marítimas de perfuração teve início o desenvolvimento da gestão da

integridade de poço.

Após o acidente de Cancã (2009) e Macondo (2010), a Coordenadoria de

Segurança Operacional (CSO) da ANP identificou a necessidade de criação de um

grupo específico para tratar das disciplinas relacionadas à perfuração de poços.

Assim foi desenvolvido de forma paralela, foram iniciados estudos para o

estabelecimento de um regulamento específico para a perfuração de poços

terrestres.

A partir dos incidentes de underground blowout ocorridos no Campo de Frade

em 2011e 2012, onde as causas raiz e fatores causais apontaram essencialmente

para falhas no atendimento das melhores práticas da indústria e dos procedimentos

elaborados pelo próprio agente regulado, foi identificada pela ANP a necessidade de

desenvolvimento de mecanismos para verificação da adequação dos projetos de

poço às melhores práticas da indústria.



Naquele momento, a Agenda Regulatória da ANP passou a contemplar o

desenvolvimento das resoluções de: (i) perfuração de poços terrestres; (ii) projeto de

poços e (iii) revisão da portaria ANP n° 25/2002, que trata do abandono de poços

(ANP, 2016).

Ao longo do tempo, todas essas regulamentações foram unificadas em uma

única resolução que trataria do gerenciamento de integridade de poço em todas as

etapas de ciclo de vida de poço, culminando no SGIP.

Um dos regulamentos em que o SGIP se baseou para o seu desenvolvimento

foi na diretriz norueguesa NORSOK D-010, portanto esta foi escolhida como

instrumento para comparação com o regulamento brasileiro. Em 1993, a indústria do

petróleo na Noruega desenvolveu um conjunto de diretrizes chamadas NORSOK

com o objetivo de aumentar a competitividade do país no que se refere ao

fornecimento de soluções para campos de petróleo. A partir disso uma série de

diretrizes foram desenvolvidas, baseadas em regulamentos internacionais

reconhecidos com o objetivo de tornar as operações mais eficientes.

Em 2003 foi lançada a terceira revisão da norma, a D-010 (Rev.3) e neste

regulamento foi notória uma significativa mudança para focar na integridade de poço

e na execução de todas as operações durante todos os ciclos de vida do poço. A

revisão foi realizada por especialistas de empresas norueguesas e internacionais

(Bizley, 2014).

O acidente ocorrido no poço de Macondo em 2010 mostrou a necessidade de

uma nova revisão da diretriz D-010. Muitos relatórios foram publicados em todo o

mundo, onde nestes estavam lições aprendidas com o acidente e que continham

algumas recomendações muito úteis para atualizar o padrão D-010. A nova revisão

foi publicada em junho de 2013, fornecendo mais informações a respeito de

abandono de poço, mais informações a respeito de poços de alívio e mais nove

elementos de barreira de poço para maior segurança quanto à integridade do poço

(Bizley, 2014).



1.1-JUSTIFICATIVA

Todas as operações realizadas pela indústria do petróleo brasileira e

norueguesa, que prezam pelo estabelecimento e a preservação da integridade de

poço, devem seguir, respectivamente, as recomendações explicitadas pelo

Regulamento Técnico SGIP e pela diretriz NORSOK D-010. Dessa forma

garantindo que as operações estejam de acordo com as melhores práticas

presentes na indústria petrolífera. Os documentos mostram pontos de

conformidades de cada sistema de gerenciamento de integridade que podem ser

utilizados para qualquer sistema de gestão, como também visões diferentes que se

analisadas de maneira coerente permitirá uma visão mais ampla do tema.

1.2–OBJETIVO

Este trabalho tem como objetivo principal realizar uma análise comparativa da

diretriz NORSOK D-010 e do Regulamento Técnico do Sistema de Gerenciamento

de Integridade de Poço (SGIP), permitindo uma visão mais ampla do panorama de

integridade de poço, além de realizar uma análise de abrangência do tema tratado.

1.3-OBJETIVOS ESPECÍFICOS

a) Delinear análises comparativas entre o SGIP e NORSOK D-010.

b) Definir tópicos para alinhar o regulamento técnico com a diretriz.



2–ASPECTOS TEÓRICOS

2.1– CONTEXTO DA REGULAMENTAÇÃO BRASILEIRA

A partir de 6 de agosto de 1997, se dava início a um marco na indústria

brasileiro do petróleo com a quebra do monopólio da Petrobrás mediante aprovação

da lei 9.478 e a criação da Agência Nacional do petróleo, Gás Natural e

Biocombustíveis. A função da ANP, que é vinculada ao Ministério de Minas e

Energia, é de regular, fiscalizar e contratar todas as atividades que regem o setor

petrolífero brasileiro, promover a implementação da política setorial e proteção dos

interesses do consumidor. Portanto, a ANP possui como atribuição o

estabelecimento de regras que fomente a criação de um mercado competitivo,

trazendo dessa forma maiores vantagens tanto para o país como para os

consumidores.

A ANP então engloba toda a política do setor petrolífero brasileiro para

cumprir a realização das melhores práticas da indústria, garantindo melhor uso e

conservação do petróleo, gás natural e seus derivados, bem como também do meio

ambiente. Na regulação destas práticas que vão desde os estudos realizados na

obtenção de dados das bacias sedimentares, passando pela exploração,

desenvolvimento e produção, refino, distribuição e revenda são sempre levados em

consideração à preservação do meio ambiente, cumprindo as exigências do

licenciamento ambiental, respeitando as competências legais de cada órgão

regulamentador.

A ANP ainda tem por finalidade promover licitações e constituir contratos em

nome da União com os concessionários em atividades de exploração,

desenvolvimento e produção de petróleo e gás natural, transporte e estocagem do

gás natural, bem como promover a fiscalização das atividades e das especificações

do produto e dos preços praticados no mercado. Na fiscalização a agência atua em

parceria com a polícia federal, os ministérios públicos de todos os estados e do

Distrito Federal, corpo de bombeiros, prefeituras, entre outros.



2.2– CONTEXTO DA REGULAMENTAÇÃO NORUEGUESA

Na Noruega, o Ministério do Petróleo e Energia (MPE) possui a incumbência

de administrar os recursos petrolíferos da plataforma continental norueguesa e

garantir que todas as operações que envolvem esta indústria sejam realizadas com

os princípios e normas implementadas pelo parlamento e pelo governo, além disso,

esse ministério possui a responsabilidade de monitorar algumas companhias

estatais.

Dentre os cinco departamentos que existem no MPE, o de petróleo e gás tem

a responsabilidade de estabelecer as políticas de exploração, bem como

acompanhar o desenvolvimento, a produção e o abandono dos poços na plataforma

continental norueguesa.

Outra importante função atribuída ao MPE é de conduzir a rodada de

licenciamento para permissão de licenças de produção aos blocos oferecidos pelo

governo.

Ligado ao MPE existe a Petroleum Safety authority Norwegian (PSA), que é

um órgão administrativo independente e que tem atuação considerável no

gerenciamento dos recursos petrolíferos, além de aconselhar e assessorar o MPE.

O PSA possui autoridade de gestão em relação a exploração e explotação

das bacias da plataforma continental norueguesa. Esta atribuição, executada de

forma conjunta com a PSA, inclui a edição de atos normativos e tomada de decisões

em todas as operações realizadas durante as fases de vida que constituem a

indústria petrolífera de acorda com os regulamentos associados a essas atividades

(NORSOK D-010, 2004).



2.3– INTEGRIDADE DE POÇO

A integridade de poço como foi discutido anteriormente pode ser definida

como a capacidade que o poço possui em manter controlado o fluxo de petróleo,

evitando vazamento entre as formações ou do reservatório para a superfície. A

preservação da integridade é muito importante no que diz respeito à segurança do

poço, da vida humana, do meio ambiente e da imagem da empresa.

A barreira de segurança é um item fundamental para manter a integridade do

poço, , pois é ela quem irá impedir o vazamento dos fluidos para o meio ambiente.

De uma forma geral, elas podem ser definidas como um obstáculo formado por

elementos de barreiras, os quais se constituem em objetos que sozinhos não

consegue desempenhar a função de vedação, visto a necessidade da união de

elementos para formar uma espécie de envelope envolta da estrutura poço-

reservatório, como é definida pela NORSOK D-010.

A partir de um conceito análogo, o SGIP define um conjunto solidário de

barreiras (CSB) como o conjunto de um ou mais elementos de barreira em um poço

com o mesmo objetivo de vedá-lo contra fluxo descontrolado de fluido entre as

formações e para a superfície. É muito importante mapear e caracterizar todas as

barreiras existentes e seus elementos durante todos os ciclos de vida de poço com

base em avaliações de risco, tentando mantê-lo sempre em um nível tão baixo

quanto razoavelmente possível ou ALARP (As Low As Reasonably Practicable).

Portanto percebe-se que o conceito de elemento de barreira é comum ao

SGIP e a NORSOK D-010. Já o conceito de CSB para o SGIP é igual ao de barreira

de poço para a diretriz norueguesa. Neste trabalho o termo barreira de poço será

utilizado quando tratarmos da NORSOK D-010 e CSB quando fizermos referência ao

regulamento técnico brasileiro e o termo elemento de barreira será tratado

indistintamente.



Os elementos de barreiras devem ser projetadas, construídas e

selecionadas, de acordo com a NORSOK D-010 E SGIP de tal maneira que:

Possam resistir ao diferencial de pressão a que serão submetidas no

ambiente de trabalho;

Possa ser testada quanto a possibilidade de vazamento, para que não haja

nenhuma fuga de fluido para o meio ambiente;

Possibilite seu restabelecimento em caso de perda;

Possa resistir as condições do ambiente a que serão expostas (temperatura,

fluidos do poço);

Possam ter sua localização física e estado de integridade monitorados a todo

tempo;

Todos os equipamentos utilizados para monitorar os parâmetros das barreiras

de poço devem ser avaliados e calibrados de forma frequente;

Não haja nenhum sinal de falha de barreira de poço ou de algum de seus

elementos que conduza a um fluxo descontrolado do poço para o ambiente

externo.

A partir da validação dos principais parâmetros citados anteriormente, os

elementos barreiras poderão ser implementadas com o auxílio de uma equipe

técnica especializada para manter sua funcionalidade dentro do padrão, desta forma,

diminuindo a probabilidade de danos durante execução das atividades de poço.

Estas barreiras de poço ou CSB, bem como seus elementos, podem ser

verificadas por meio de um teste ou confirmação. Esta avaliação pode ser feita após

a instalação ou durante a partir do registro de dados observados.

Caso a verificação seja realizada por meio do método da confirmação o

elemento da barreira será avaliado através da análise dos dados coletados durante

ou após a sua instalação.



O elemento de barreira pode ainda ser verificado por meio do ensaio de

pressão, para detectar possíveis falhas que possam vir a provocar vazamentos e

consequentemente fluxo indesejado de fluido. Tal teste deve ser realizado, segundo

recomendação da NORSOK D-010 :

Antes que o elemento seja exposto a qualquer diferencial de pressão;

Quando houver suspeita de vazamento;

Quando algum elemento se torna exposto a um diferencial de

pressão ou carga diferente do qual ele foi projetado;

Após a substituição de componentes da barreira de poço.

Este teste é realizado aplicando um diferencial de pressão no sentido do fluxo

no elemento de barreira que seja igual ou maior a carga prevista no projeto de modo

a simular situações reais e/ou adversas no poço. Todos os testes devem ser

documentados.

Uma prática muito importante e que deve ser sempre realizada para os todos

os poços de petróleo é o monitoramento das barreiras de poço e de todos os seus

parâmetros de modo a evitar qualquer fluxo indesejado. Todos os instrumentos

utilizados para monitoramento dos parâmetros devem ser frequentemente

calibrados. Qualquer método que seja utilizado para verificar a condição dos

elementos devem ser definidos e documentados (NORSOK D-010, 2004).

2.4- FASES DE VIDA DE UM POÇO

Um poço de petróleo passa por diversas etapas durante sua vida que vão

desde a fase de projeto até o seu abandono, e cada fase será tratada

resumidamente nos subtópicos a seguir.



2.4.1- PROJETO

Fase que compreende o desenvolvimento dos projetos do poço relacionados

à sua construção, produção, intervenção, caso seja preciso, e por fim abandono.

Nesta fase deve-se estabelecer, avaliar e documentar a seleção das técnicas e

modo de operação com a equipe de trabalho envolvida para desenvolvimento das

atividades no poço, seguindo os requisitos técnicos das normas buscando sempre

manter o nível de risco o menor possível para manter a segurança tanto da vida

humana como do meio ambiente, levando em consideração o fator econômico.

É importante a análise de riscos enquanto o poço está na fase de projeto, de

forma a tentar garantir a sua integridade, evitando premissas inadequadas de projeto

quanto a carga em que o poço está submetido como no caso do acidente ocorrido

no campo de Frade na área 1 em 2011 (tabela 2) ou ainda dimensionamento

inadequado de revestimento, não utilização da norma adequada, entre outros riscos.

2.4.2 – CONSTRUÇÃO

Etapa onde é iniciada a construção do poço. Para começar a construção de

um poço de petróleo necessita-se, ainda na fase de projeto, realizar a seleção do

tipo de plataforma ou sonda compatível com as características da região onde o

poço será perfurado. As atividades realizadas em áreas terrestres são chamadas de

On Shore, enquanto que as realizadas em território marítimo são denominadas de

Off Shore.

A perfuração hoje se baseia principalmente no método rotativo, constituído

da ação conjunto de rotação e peso aplicados sobre broca que se apresenta na

extremidade inferior da coluna de perfuração, a qual consiste principalmente de

comandos, tubos pesados e tubos de perfuração.

Ao atingir determinada profundidade, é retirada então a coluna de perfuração

do poço e é descida uma coluna de revestimento de aço de diâmetro inferior ao da



broca, então realiza-se a cimentação do espaço anular entre o revestimento e a

parede do poço para isolar as rochas perfuradas. Após serem realizadas as

operações de cimentação, a coluna de perfuração é novamente descida ao poço,

tendo na sua extremidade uma nova broca de diâmetro menor do que a do

revestimento para o prosseguimento da perfuração.

Depois, se instalam, no poço, os equipamentos necessários para ser a

realizada a produção dos fluidos desejados contidos no reservatório, bem como

permitir a instalação de eventuais equipamentos de monitoração do poço. Esta

operação também está prevista para poços injetores e de teste (Gomes, 2007).

Nesta fase de vida do poço podem existir riscos inerentes a operação que

comprometem a integridade do poço como, por exemplo, pressão de poros

anormalmente alta, dimensionamento inadequado do fluido de perfuração ou ainda

como ocorreu no caso de Macondo (EUA) em 2010, onde foi detectada uma

cimentação inadequada e ainda falha do BOP. Portanto é necessário o

desenvolvimento de um programa de treinamento relacionado as principais

operações que envolvem a fase de construção, de modo a evitar o risco de

acidentes, garantindo assim a integridade do poço.

Esta etapa é concluída com a atualização e passagem da documentação de

entrega de poço para o responsável pela próxima etapa do ciclo de vida do poço.

2.4.3- PRODUÇÃO

Etapa que abrange a monitoração e garantia do fluxo dos fluidos do

reservatório para a superfície bem como o seu envio para os sistemas de transporte

ou armazenagem. Na linha de produção são analisadas as propriedades dos fluidos

e o comportamento de fases, escoamento com fluxo multifásico, as instalações e

equipamentos de produção onshore e offshore, entre outros aspectos.


Trabalho de Conclusão de Curso – CEP/UFRN

Durante esta fase podem ser realizadas intervenções ou workovers como são

comumente chamadas na indústria, podendo ser uma operação de limpeza,

restauração, recompletação, teste, mudança no método de elevação, entre outras.

Os avanços na complexidade no cenário produtivo do petróleo culminaram no

desenvolvimento de novas tecnologias e técnicas para acompanhar tal evolução da

produção e consequentemente melhorar a coleta de dados e de incertezas inerentes

ao reservatório, reduzindo assim a probabilidade de riscos. Entretanto, o aumento na

complexidade dos projetos de coluna de produção, também aumentam os riscos de

falha durante a instalação ou no momento da produção ou injeção. É necessária a

implementação de uma equipe técnica capacitada e de um programa de treinamento

para os principais cenários que envolvem esse ciclo de vida do poço, de modo a

evitar falhas que comprometam a integridade do mesmo, como ocorrido no campo

de Frade em 2012 (tabela 2), resultando no vazamento de petróleo, trazendo desta

forma prejuízo moral e financeiro à empresa.

A etapa é concluída com a passagem da documentação de entrega do poço

para o responsável pelas atividades de tamponamento e abandono de poço.

2.4.4- ABANDONO

O regulamento técnico nº 2/2002 da ANP, anexo à portaria nº 25/2002 (Brasil,

2002), define abandono de poço como “série de operações destinadas a restaurar o

isolamento entre diferentes intervalos permeáveis (...)”. Porém, cabe ressaltar que

após a publicação do SGIP esta portaria foi revogada.

O abandono de poço pode ser classificado em dois tipos:

Temporário: Quando por qualquer razão houver interesse de retorno ao

poço.

Permanente: quando não houver interesse de retorno ao poço.



Quando o limite econômico do poço é alcançado e ele se encontra exaurido,

então o poço pode ser abandonado. Neste processo, a tubulação é removida do

poço e as zonas expostas para produção são isoladas com cimento para prevenir o

fluxo dos fluidos entre as formações permeáveis, assim como para a superfície.

Nesta fase de vida do poço é importante atentar para os riscos que podem vir

a comprometer a integridade do poço, podendo ser citado como exemplo o acidente

ocorrido no campo de Montara em 2009 (tabela 1). Um esquema das operações

explicitadas acima pode ser observado na figura 1:

Figura 1: Esquema das operações realizadas no poço, adaptado de ISO (2013)



2.5- CAMINHOS PARA FLUXO DE FLUIDO

Durante as fases de vida de um poço, este deve estar sempre protegido

contra vazamento de fluido, porém há casos em que a barreira de segurança falha,

permitindo o fluxo indesejado de fluido por alguns caminhos existentes na estrutura

poço-reservatório.

Miura (2004) define oito caminhos por onde pode haver fluxo indesejado de

fluido, sendo eles:

Poço aberto.

Anular revestimento x poço.

Anular revestimento x revestimento.

Interior do revestimento

Anular revestimento x coluna

Interior da coluna de trabalho

Ou ainda no caso de vazamento pela rocha, podendo ser devido a duas

situações:

Rocha não competente: Situação em que a rocha acaba fraturando por não

suportar as pressões de trabalho desenvolvidas.

Rochas permeáveis: Quando a rocha apresenta capacidade de permitir o

fluxo do petróleo até a superfície. Esta situação pode ocorrer quando, o fluido

flui pelos canhoneados para dentro do poço e havendo um furo no

revestimento, ele irá fluir para dentro da rocha, podendo assim vazar para o

meio ambiente.

Para o propósito deste trabalho, iremos definir quatro caminhos principais,

como demonstrado na figura 2:

Rocha : Caminho definido entre o reservatório e o meio ambiente formado por

diferentes tipos de formações dispostos sob camadas;



Poço : O interior do último revestimento assentado e cimentado. No caso da

presença da coluna, é o anular entre este revestimento e a coluna;

Coluna : É o caminho em que o fluxo segue em qualquer coluna pelo interior

do poço;

Anular externo: É o espaço anular externo ao último revestimento cimentado

e assentado.

Figura 2: Principais caminhos para vazamento de fluido, adaptado de Fonseca (2006),

pag.41.



3- BARREIRA DE POÇO E CONJUNTO SOLIDÁRIO DE BARREIRA

3.1-DEFINIÇÕES

Para o propósito deste trabalho são adotadas as seguintes definições

desenvolvidas pela NORSOK D-010 :

Barreira de poço: É o envelope de um ou mais elementos de barreira

com o objetivo de impedir o fluxo não intencional de fluidos entre as

formações e da formação para a superfície (NORSOK D-010,

2014.Tradução do autor).

Barreira primária de poço: É o primeiro obstáculo que impede o fluxo

de fluido para o meio ambiente.

Barreira secundária de poço: É o segundo obstáculo que impede o

fluxo de fluido para o meio ambiente.

Elemento comum de barreira de poço: É um elemento de barreira que

é compartilhado entre a barreira primária e secundária (NORSOK D-

010, 2014.Tradução do autor).

O SGIP traz em seu regulamento técnico a seguinte definição importante para

a sequência deste trabalho:

Conjunto solidário de barreira (CSB): É união de um ou mais elementos

com o objetivo de impedir o fluxo não intencional de fluidos da

formação para o meio externo e entre intervalos no poço, considerando

todos os caminhos possíveis (SGIP, 2016).

Existe uma definição em comum para o SGIP e para NORSOK D-010:

Elemento de barreira de poço: É um objeto que compõe a barreira de

poço ou CSB e que sozinho não consegue impedir o fluxo

descontrolado de fluido para o meio ambiente.



3.2- ANÁLISE COMPARATIVA

Pode-se perceber a partir da análise de cada uma das definições

apresentadas anteriormente que, tanto a diretriz norueguesa como a norma

brasileira apresentam suas respectivas definições de barreira de segurança de poço

e CSB como um envelope de um ou mais elementos de barreira, mostrando desta

forma uma preocupação em envolver a energia contida nos fluidos presentes no

reservatório. Ambas as visões mostram uma preocupação para tratar da integridade

do poço de uma forma contínua, pois da maneira como elas discorrem em suas

definições é possível perceber uma preocupação em conter possíveis vazamentos

de fluido por todo o caminho desde o reservatório até a planta de processamento na

superfície, bem como entre as formações. Um exemplo de como a NORSOK e o

SGIP tratam as suas definições pode ser ilustrado na figura 3.

Figura 3: Barreira de poço para um caso de abandono temporário em poço não canhoneado,

adaptado de NORSOK (2011).



Para casos como estes a NORSOK D-010 descreve o melhor arranjo de

barreira de segurança de poço, como sendo: Tampão de cimento, cimentação do

revestimento e revestimento (liner de produção) para formar a barreira primária de

segurança. De forma alternativa pode-se desenvolver a barreira primária com os

seguintes elementos: Tampão de cimento, cimentação do revestimento e

revestimento de produção.

De forma adicional, foram determinados pela NORSOK D-010 os seguintes

elementos para constituir uma barreira secundária: Revestimento, cimentação do

revestimento e tampão de cimento ou tampão mecânico. De forma alternativa a

diretriz ainda define: Cimentação do revestimento, revestimento, cabeça de poço,

revestimento de produção e tampão mecânico ou de cimento.

Tabela 3: Descrição das barreiras e seus elementos para caso de abandono temporário em poço não

canhoneado, adaptado de NORSOK (2004).

Elemento de barreira de poço Comentários

Primeira barreira de poço

Tampão de cimento Sapata guia

Cimentação do revestimento

Revestimento (Liner de produção) Não canhoneado com 2 válvulas flutuantes

Ou

Tampão de cimento Sapata guia


Revestimento de produção Não canhoneado com 2 válvulas flutuantes

Barreira secundária de poço

Revestimento


Tampão mecânico ou tampão de cimento Tampão raso

Ou

Cimentação de revestimento

Revestimento Intermediário

Cabeça de poço

Revestimento Revestimento de produção

Tampão de cimento ou tampão mecânico Tampão de superfície



A partir da figura 3 é evidente a forma como a NORSOK D-010, bem como o

SGIP, tratam da sua filosofia de barreira de poço e CSB, como sendo um envelope

de elementos que são interligados entre si assegurando a integridade do poço em

todos os caminhos passíveis de vazamento de fluidos para o meio ambiente. A

NORSOK D-010 descreve esquemas barreiras de poço para vários cenários que

envolvem as etapas de ciclo de vida do poço, desde fase de projeto até abandono

permanente. Tais esquemas poderiam ser implementados no SGIP, já que tanto a

diretriz norueguesa como o regulamento técnico brasileiro demonstram

conformidade entre as definições de barreira de poço e CSB, e a partir do

estabelecimento dos esquemas, os projetos entrariam em maior consonância,

facilitando desta forma a gestão da avaliação pelo operador do contrato.

O regulamento técnico do SGIP, estabelece no capítulo 1 que:

O CSB permanente deve estar posicionado numa formação

impermeável através de uma seção integral do poço, com formação

competente na base do CSB. Cimento ou outro material de desempenho

similar (incluindo formações plásticas selantes) devem ser usados como

elementos de barreira (SGIP, 2016).

Então a partir do desenvolvimento do conceito de CSB permanente e da

indicação do SGIP para o posicionamento deste numa formação impermeável e

competente, cria-se uma espécie de envelope de elementos interligados formando

um cerco mecânico íntegro para o petróleo. A exigência do regulamento é plausível,

pois caso a formação não fosse competente e a rocha fraturasse, devido a esta ser

exposta a uma pressão elevada, isto poderia acabar danificando o CSB instalado na

base da formação. Caso ocorra a fratura na rocha, a recomendação do SGIP

garante uma proteção natural advinda da formação ser impermeável garantindo

assim maior prevenção quanto ao vazamento de fluido. A situação adversa à

descrita no SGIP levaria a ocorrer fluxo descontrolado de fluido para o meio

ambiente como mostra a figura 4.



Figura 4: Vazamento de fluido em caso de formação permeável ou não competente, adaptado de

NORSOK (2011)

Tanto o regulamento técnico como a diretriz adotam a premissa de que são

necessárias duas barreiras de segurança de poço ou CSB em cada caminho e que

estes devem ser independentes, ou seja, o funcionamento de cada um deles não

dependa de componentes em comum, isto para garantir que em caso de falha de um

dos elementos, o outro possa garantir a segurança da operação, portanto, apenas a

premissa de garantir duas barreiras de poço em cada caminho não dá total garantia

da sua integridade. Existem muitos atalhos entre os caminhos descritos no capítulo

anterior por onde poderia haver possibilidade de vazamento de fluido, como por

exemplo, uma falha na cimentação em frente a rocha selante ou um furo no

revestimento, e estes caminhos são de difíceis de se mapear ou prever. Porém,

tanto a visão da NORSOK D-010 como o conceito de conjunto solidário de barreira

garantem maior segurança operacional.



Uma operação durante os ciclos de vida de poço é considerada segura

quando houver duas barreiras ou CSB independentes e testados. Tanto o SGIP

como a NORSOK D-010 exigem a verificação das barreiras, realizando a

comprovação de cada elemento por meio de avaliação que é feita após a instalação

ou por observações registradas durante a sua instalação. Esta verificação se divide

em dois tipos de processo:

Confirmação: Os elementos da barreira ou CSB são verificados por meio de

avaliação de dados registrados durante e/ou após a sua instalação (SGIP,

2016).

Teste: Os elementos da barreira ou CSB são verificados através de ensaio de

pressão (teste de vazamento) no sentido do fluxo, onde eles são submetidos

a um diferencial de pressão igual ou maior em relação à máxima prevista no

projeto do poço. Caso o teste desta maneira seja impraticável, então ele pode

ser realizado no sentido contrário, contato que o elemento de barreira de poço

seja construído para vedar em ambas as direções de fluxo (SGIP,2016).

Diferentemente do SGIP, a NORSOK D-010 especifica como a documentação

de teste de verificação de barreira de poço deve ser caracterizada. Nesta deve

conter:

Tipo de teste,

Fluido de teste,

Pressão de teste,

Componentes e sistemas testados,

Estimativa do volume do sistema pressurizado,

Volume bombeado e retornado,

Tempo de teste e dados.



Ambos os regulamentos exigem ainda que o poço esteja em condição de

segurança quanto a integridade e que uma das barreiras de segurança contenha

elemento(s) que possuam capacidade de cortar tubulares, cabos ou quaisquer

ferramentas que possa penetrar na barreira e que possam garantir a vedação do

poço após o corte. Este caso se aplica a perfuração de poços em que o BOP é um

elemento de barreira ou no caso do BOP de arame em operações do tipo wireline ou

slickline.

Caso algumas das condições de segurança descritas acima não possam ser

atendidas, ambos os regulamentos exigem uma avaliação de risco e a

implementação e documentação dos planos e das medidas corretivas de forma a

reduzir o risco a nível ALARP. Tanto a NORSOK como a ANP não explicitam

nenhum método para se realizar tal avaliação, deixando a critério das empresas

adotarem a melhor metodologia diante análise de uma equipe técnica capacitada.

Portanto, a partir da análise realizada é perceptível que tanto o regulamento

técnico da ANP como a diretriz norueguesa tratam de conceitos iguais entre barreira

de poço e conjunto solidário de barreira, desta forma, ambas garantindo a

integridade de poço de uma forma contínua de acordo com as melhores práticas da

indústria petrolífera e é perceptível também que a NORSOK D-010 por ser

apresentar como uma diretriz é mais específica em seus detalhamentos, enquanto

que o SGIP por ser um regulamento técnico se apresenta de forma mais objetiva e

dando maior liberdade a empresa para gerir seu projeto, mediante o estabelecimento

de uma avalição de risco.



4–PROJETO DE POÇO

4.1-DEFINIÇÕES

Para o propósito deste trabalho são adotadas as seguintes definições:

Mitigação: Ato que provoca limitação ou redução das chances de ocorrência

ou da expectativa da consequência para um determinado evento. Kick: Fluxo indesejado da formação para o poço devido a um diferencial de

pressão que favorece o fluxo no sentido da formação para o poço. Poços de alívio: São poços que tem por objetivo realizar controle do poço em

subsuperfície por meio da interceptação do poço em condição de blowout com a

injeção de um fluido de amortecimento.

4.1.1- POÇOS CRÍTICOS

No SGIP não está explicita a definição de poços críticos.Com o objetivo de

direcionar o envio das informações referentes a projetos de poços offshore e

onshore considerados críticos, foi enviado pela ANP um ofício circular de nº

004/SSM/2015, aos concessionários com os critérios de referencia para criticidade

de poço, aonde este deve atender a pelo menos um dos critérios descritos abaixo e

como pode ser visto a partir da figura 5 :

Para todos os projetos de poços marítimos e terrestres:

Poço que necessita de Autorização de Início de Atividade

Antecipada (DAIA)

Para todos os projetos de poços marítimos:

Primeiro poço de uma nova DSO (Documentação de Segurança

Operacional) de uma unidade de perfuração marítima submetida

para a aprovação da ANP.

Para projetos de perfuração de poços marítimos :

Pressão máxima de poros no reservatório acima de 14000 psi.

Temperatura no reservatório acima de 150 º C.



Janela operacional menor que 1lb/gal em qualquer fase do poço,

a partir do assentamento do BOP( blow out preventer).

Teor de CO2 acima de 50%.

Teor de H2S acima de 100 ppm.

Densidade do fluido de perfuração maior que 14 lb/gal, a partir

do assentamento do BOP.

Previsão de perdas severas maiores que 40 bbl/hr para a

formação em fases que contenham hidrocarboneto.

Influência de injetores na pressão de poros do trecho a ser

perfurado.

Presença de Shallow hazards, onde existem de seis tipos,

sendo elas: gás raso, falha geológica próximo a superfície, força

dos sedimentos, rios velhos e geleiras, anomalias submarinas e

objetos feitos pelo homem.

Para projetos de avaliação ou completação de poços marítimos:

Pressão máxima de poros no reservatório acima de 14000 psi.

Temperatura no reservatório acima de 150 ºC.

Teor de CO2 acima de 50 %.

Teor de H2S acima de 100 ppm.

Previsão de perdas severas maiores que 40 bbls/hr para a

formação em fases que contenham hidrocarbonetos.

Influência de injetores na pressão de poros do trecho a ser

completado/avaliado.

Pressão na superfície acima de 5000 psi.

Pressão de fraturamento na superfície acima de 10.000 psi.



Figura 5: Planilha de avaliação de criticidade de poço, ANP (2016).

A NORSOK também não trata do conceito de poço crítico de uma forma

explícita, porém implicitamente, pode-se iniciar um modelo base a partir dos pré-

requisitos estabelecidos abaixo coletados na NORSOK D-010 :

Enfraquecimento ou falha da barreira de poço ou de um de seus

elementos;

Alta probabilidade de exceder o limite operacional dos equipamentos de

controle de poço e outros equipamentos críticos;

Teor de H2S no ar ultrapassa a concentração de 10x 10 -6

num tempo

médio ou leitura instantânea de 20 x 10 -6

por um período máximo de 10

minutos;

Teor de hidrocarboneto gasoso no ar exceder o limite especificado em

NORSOK S-011;

Conteúdo de gás H2S de fluidos ou gases excede o limite operacional dos

equipamentos de controle de poço ou outros equipamentos críticos;

Teor de CO2 no ar ultrapassa a concentração do alarme de baixo nível de

gás de 5000x 10 -6

ou leitura instantânea de 15000 x 10 -6

;

Teor de CO no ar ultrapassa a concentração do alarme de baixo nível de

gás de 30x 10 -6

ou leitura instantânea de 200 x 10 -6

.



4.2- ANÁLISE COMPARATIVA

Ambas as normas exigem que sejam estabelecidos e documentados manuais

e procedimentos para o desenvolvimento do projeto que estejam em conformidade

com os requisitos legais, garantindo dessa forma o cumprimento da finalidade do

poço e a sua integridade durante todas as suas fases de vida.

Num comparativo rápido entre o capítulo 4 da NORSOK D-010 no subitem

4.7.1 e o capítulo 10 no requisito 10.1.2 DO SGIP, é notório que tanto o regulamento

técnico como a diretriz passam toda a responsabilidade ao operador do contrato,

entretanto, uma prática recorrente na Noruega conforme citado no artigo Review and

Comparison of Petroleum Safety Regulatory Regimes for the Commission Energy

Regulation, é a exigência da verificação do projeto por terceiros, mesmo com o

envolvimento de um grande contingente de pessoas no processo de avaliação de

projeto, buscando tornar a avaliação mais independente. Da mesma, apesar de o

SGIP passar a maior parte da responsabilidade para o operador do contrato, exige o

envolvimento das contratadas na realização das atividades do poço bem como em

seu planejamento, garantindo maior conformidade com as melhores atividades

desenvolvidas pela indústria.

A NORSOK exige que seja desenvolvido e estabelecido um projeto base,

constando como uma documentação contendo:

Estado atualizado do poço;

Objetivo do poço;

Temperatura, pressão de poros e prognóstico da resistência da formação,

incluindo incertezas;

Requerimentos de projeto das fases de vida do poço, incluindo cenários de

abandono;

Prognóstico da geologia com expectativa da estratigrafia e litologia do poço,

incluindo incertezas;

Riscos potenciais que possam causas perda da integridade de poço;



Descrição dos fluidos da formação;

Trajetória do poço, alvo e análise de anti-colisão de poços;

Resumo dos dados de poços de referência e retorno da experiência;

Segurança da vida humana, ambiente de trabalho e do ambiente marinho

devem ser consideradas com relação à seleção do tipo de fluido de trabalho e

seu descarte.

O SGIP não discorre em seu regulamento técnico de forma mais detalhada

sobre a implementação de um projeto base de poço que possibilitasse maior

conformidade entre os projetos desenvolvidos, facilitando assim sua avaliação pelo

gestor do projeto, no entanto, de uma visão mais abrangente da prática de gestão

nº10, pode-se notar que ao longo dos quesitos ele discorre sobre quesitos que

possam vir a modelar um projeto base:

Possa ser controlado em caso de Kick ou blowout;

Possa ser abandonado conforme o SGIP;

Os potenciais impactos aos seres humanos e ao meio ambiente sejam

minimizados;

Suporte os efeitos oriundo dos fluidos de reservatório, devido a sua

composição química;

Promova o isolamento entre aquíferos e zonas produtoras de petróleo ou

fluidos distintos, de forma a evitar influxo indesejado.

Ambas as normas exigem uma avaliação de risco que devem ser

desenvolvidas nos seguintes casos:

Operações de risco;

Mudanças nas condições atuais das operações projetadas e seus métodos;

Operações envolvendo novas tecnologias ou modificação do equipamento;

Deve ser realizada diante destes casos uma análise de risco para poder

estabelecer medidas mitigatórias de forma a reduzir o risco ao nível ALARP. A

NORSOK Z-013 descreve uma metodologia para auxílio à realização de tal análise,



enquanto que as normas regulamentadas pela ANP deixam a critério do operador do

contrato a identificação do melhor método de avaliação por meio de metodologias

reconhecidas e com resultados devidamente documentados.

Ambas as normas exigem uma avaliação de possíveis cenários de cargas

para os equipamentos críticos instalados ou usados no poço e que estes sejam

dimensionados para resistir aos efeitos térmicos, tração, tensão de ruptura, cargas

tri-axiais, corrosão bem como a combinação destes efeitos ao longo das etapas do

ciclo de vida do poço. A NORSOK estabelece que para cálculo de carregamentos

nas tubulações e também nas suas devidas classificações, a probabilidade de falha

seja menor que 10 –3,5

, enquanto que o SGIP não especifica nenhum valor, deixando

dessa forma, o critério de aceitabilidade do projeto na responsabilidade do operador

do contrato.

O Regulamento Técnico de Sistema de Gerenciamento de Integridade de

Poço (SGIP) dá uma atenção específica no subitem 10.1.2.7 para poços críticos,

determinando a descrição de pré-projetos e análise risco dos poços de alívio, no

mínimo as informações a seguir:

Estimativa da vazão máxima do blowout do poço;

Quantidade de poços de alívio para controlar o poço;

Locação das cabeças dos poços de alívio;

Requisitos de sonda(s) habilitada(s) para a perfuração dos poços de alívio.

Na NORSOK não há especificidades a respeito do desenvolvimento de

alguma documentação referente a poços críticos, no entanto ela traça um plano de

esboço para análise de risco de poços de alívio, onde determina além das

características descritas acima pelo SGIP, a adição de:

Identificação de no mínimo 2 locais para perfuração de poços de alívio,

incluindo interpretação sísmica do poço;

Identificação do método de amortecimento de poço preferível baseado na

vazão de blowout, o qual deve ser iniciado o mais rápido possível;

Capacidade de bombeamento;



Implementação de um método alternativo de amortecimento de poço para o

caso de falha do primeiro.

O SGIP no subitem 10.1.2.2 avalia o revestimento do poço, onde determina

que deve-se analisar a adequação das profundidades de assentamento dos

revestimentos, na contra partida que na NORSOK se apresenta um projeto base

muito mais detalhado para revestimentos, onde inclui:

Planejamento da trajetória de poço e estresses de flexão;

Adequação das profundidades de assentamento dos revestimentos;

Estimativa da temperatura, pressão de poros desenvolvida e da resistência da

formação;

Programa de cimentação e fluidos de perfuração;

Estimativa de cargas induzidas durante as operações e estimativa do

desgaste do revestimento;

Considerações metalúrgicas e potencial de produção do poço em H2S e CO2;

Requerimentos do projeto de completação.

Visto isto é válido dizer que o SGIP poderia reescrever este item de forma a

projetar melhor os revestimentos com maior riqueza de detalhes, dando assim maior

consonância entre os projetos desenvolvidos no país. Para ambos os regulamentos

é aconselhável a adição de co-requisitos que descrevam os métodos de preparação

de superfície, estabelecimento de testes bem como realização de avaliações e

procedimentos de reparo.

Tanto o regulamento técnico brasileiro como a diretriz norueguesa exigem a

preparação de um documento de programa de poço, ou programa de atividades

como é designado pela NORSOK D-010, onde toda a responsabilidade de

desenvolvimento fica a cargo do operador do contrato. O SGIP não apresenta em

seu regulamento um período máximo para atualização do programa e do projeto do

poço da mesma forma que a NORSOK D-010, pois a filosofia do regulamento

técnico brasileiro é de que as contratadas junto com o operador gerenciem seu

projeto mediante análise de risco, dando desta forma total credibilidade a elas.



5-PERFURAÇÃO

5.1-DEFINIÇÕES

Para propósito deste trabalho são adotadas as definições a seguir:

Força de trabalho: Todo o pessoal envolvido na gestão da integridade de

poços, podendo ser empregados do operador do contrato ou das

contratadas;

Modelo de avaliação de risco: Documento estabelecido para reger diretrizes

e implementação de ações onde existe a possibilidade de perda da

segurança do poço;

Critério de aceitação de barreira de poço: Critérios que estabelecem a

adequação para uso das barreiras de poço;

5.2-ANÁLISES COMPARATIVA

Ambas as cláusulas presentes no capítulo 5 da NORSOK e na prática de

gestão número 10 no subtópico 10.2, apresentam o objetivo garantir o

estabelecimento das atividades de integridade de poço nesta fase de uma maneira

segura.

A NORSOK D-010 apresenta esquemas de barreira de poço que são

desenvolvidos para auxiliar na conformidade entre os projetos, onde nestes estão

presentes as representações para vários cenários típicos da fase de perfuração,

como por exemplo, retirada de testemunho, perfilagem a cabo, descida de

equipamentos de perfuração não cisalháveis, entre outras atividades. Nestes

esquemas são estabelecidas e identificadas as barreiras primárias e secundárias

para cada cenário, como pode ser visto como exemplo na figura 6 e na tabela 4.



Figura 6: Esquema de barreira de poço para cenário de perfuração, testemunhagem e descida da

coluna com equipamento de perfuração cisalhável, adaptado de NORSOK (2004).

Tabela 4: Descrição das barreiras e seus elementos para cenário de perfuração, testemunhagem e

descida da coluna com equipamentos de perfuração cisalháveis, adaptado de NORSOK (2004).

Elemento de barreira de poço Comentários

Primeira barreira de poço

Coluna de fluido

Barreira secundária de poço


Revestimento Configuração do último revestimento

Cabeça de poço

Riser de alta pressão

BOP

O SGIP não apresenta em seu regulamento técnico tais esquemas, então é

recomendável que se possível este seja revisado e seja feita a implementação

destes esquemas para que os operadores do contrato bem como as contratadas

sejam auxiliados no estabelecimento das barreiras de segurança, como também,

para que os projetos desenvolvidos estejam em maior consonância. Desta forma



permitindo maior controle quanto ao estabelecimento das barreiras e um

gerenciamento de integridade mais prático para o operador do contrato, contratadas

e suas respectivas forças de trabalho.

Tanto a NORSOK como o SGIP se preocupam com as cargas as quais os

equipamentos estão submetidos, porém percebe-se a necessidade no SGIP de um

maior detalhamento por parte dos critérios de avaliação e descrição destas, visto

que na NORSOK D-010 está presente um anexo trazendo os principais cenários de

carregamentos possíveis, bem como um quesito abordando fator de projeto mínimo

para cada caso, de tornando possível o cálculo das cargas, tornando dessa forma

muito mais prática a acessibilidade de tal informação para a força de trabalho e para

o gestor do projeto de integridade na fase de perfuração.

É notório que tanto o SGIP como a NORSOK D-010 reforçam sua

preocupação para casos em que estas consideram os poços com provável

ocorrência de cenários perigosos, como é visto na NORSOK no quesito 5.7.2 a

exigência da elaboração de um modelo de avaliação de risco para os casos de gás

raso, bem como o estabelecimento das ações necessárias para mitigar ou prevenir

eventuais consequências. Enquanto que o SGIP no subquesito 10.2.2.2 exige que o

operador do contrato, sempre que for tecnicamente viável, garanta uma avaliação e

o monitoramento contínuo para poços onshore considerados críticos e poços

offshore.

A NORSOK apresenta um programa de treinamentos para a equipe técnica

para operações de perfuração, como para casos de Kick, presença de H2S, poços

com presença de gás raso, entre outros casos. Nesta tabela são apresentadas a

frequência com que devem ser realizados os treinamentos bem como seus objetivos

e observações pertinentes para seu desenvolvimento. Enquanto que o regulamento

Técnico de Sistema de Gerenciamento de Integridade de Poço (SGIP) apresenta

uma filosofia não tanto descritiva como a NORSOK, dando credibilidade a empresa

para gerir seu programa de treinamento e atividades relacionadas a perfuração de



poços, mediante apresentação da devida análise de risco documentada e aprovada

por alguém de nível hierárquico superior aos responsáveis pela elaboração.

6– PRODUÇÃO

6.1 – DEFINIÇÕES

Para propósito deste trabalho são adotadas as definições a seguir referentes

a fase de vida da produção de poço baseadas no Regulamento Técnico do Sistema

de Gerenciamento de Integridade de Poço e na NORSOK D-010.

Anular do poço: São os espaços vazios existentes entre quaisquer

tubulação, tubo ou revestimento e comumente são designados três

tipos:

Anular A: Espaço anular entre tubulação e o revestimento de produção;

Anular B: Espaço anular entre o revestimento de produção e o revestimento anterior;

Anular C: Espaço anular externo ao anular B.

Figura 7: Esquema das regiões anulares do poço.



6.2-ANÁLISE COMPARATIVA

A partir da análise da cláusula 8 da NORSOK D-010 e do subcapítulo 10.3 do

SGIP, ambos tratando da fase de produção do poço, é notória a importância da

necessidade do regulamento técnico brasileiro em estabelecer o desenvolvimento de

esquemas de barreira de segurança bem como um tópico abordando os critérios de

aceitação dos principais elementos constituintes dos conjuntos solidário de barreiras

(CSB) para os principais cenários da fase de produção de um poço, explicitando o

CSB primário e secundário para facilitar e auxiliar a gestão do projeto pelo operador

do contrato bem como pela força de trabalho. Em caso de haver elementos comuns

entre os CSB, o SGIP deve explicitar a necessidade de estabelecer, documentar e

implementar procedimentos operacionais para mitigar o risco a nível ALARP.

É verificada a partir da concordância entre o SGIP e a NORSOK D-010, o

quão importante é a implementação do gerenciamento das pressões dos anulares,

pois normalmente o projeto baseia o estabelecimento do sistema de proteção (como

por exemplo, a válvula de segurança de subsuperfície ou down hole safety valve) de

um poço em produção, para o sentindo do fluxo (anular para a coluna). Pode-se

verificar a importância de tal monitoramento, por exemplo, no caso de ocorrer a falha

em um packer, onde a pressão da coluna de fluido no anular irá atuar diretamente na

cabeça do poço, sendo que agora existe apenas uma barreira de segurança neste

caminho adequada ao uso, sendo esta a válvula do anular. Então caso haja um

monitoramento adequado, o incremento de pressão na cabeça do poço poderá ser

identificado, dessa forma podendo indicar a perda ou falha de um elemento de

barreira e o seu restabelecimento. Como já foi estabelecido no capítulo 3, é

importante que hajam sempre duas barreiras de poço independentes e em bom

estado funcional para manter os riscos, sempre que possível, nos menores níveis

possíveis, logo é de grande importância para o desenvolvimento de esquemas de

barreira de poço o gerenciamento das pressões nos anulares.

Tanto a NORSOK D-010 e o SGIP estabelecem que deve haver a atualização

e a passagem da documentação de entrega de poço (Well Handover) da equipe de


Trabalho de Conclusão de Curso – CEP/UFRN

construção para a equipe de produção, ambos explicitam claramente os requisitos

mínimos necessários para garantir a segurança operacional e eficiência de

desempenho, pois apresentam clareza de informações em suas documentações

para auxílio do operador do contrato e da gestão das atividades realizadas pelo

responsável técnico pela fase de produção do poço.

De forma a garantir maior riqueza de detalhes em seu regulamento técnico

para com o operador do contrato, bem como garantir um melhor gerenciamento da

segurança operacional do poço, o SGIP poderia implementar itens abordando os

principais problemas que possam vir a ocorrer durante essa fase de vida do poço

(produção de areia, hidratos, asfaltenos, elevada razão gás-óleo, entre outros),

contendo requisitos e recomendações consideradas pertinentes, desta forma então

garantindo melhor controle das zonas produtoras e assegurando melhor

gerenciamento da integridade de poço.

7– ABANDONO

7.1 - DEFINIÇÕES

Para propósito deste trabalho são adotadas as definições a seguir referentes

à fase de vida de abandono do poço :

Tampão de cimento: É um determinado volume de pasta de cimento

bombeado para o poço com o objetivo de tamponar um determinado

trecho específico;

Cabeça de poço: É a parte do poço constituída de diversos

equipamentos que permitem a ancoragem e vedação das colunas de

revestimento na superfície;

Múltiplas zonas de reservatório: Situação em que há a existência de

mais de uma zona produtora.



7.2 – ANÁLISE COMPARATIVA

Assim como foi indicado nos outros capítulos, a partir da análise do SGIP e da

NORSOK D-010, é notória a importância do primeiro em estabelecer a necessidade

do desenvolvimento de esquemas de barreira de segurança para demonstrar de

forma prática a presença dos CSB primário e secundário para os principais cenários

e operações que envolvem a fase de abandono de poço, permitindo ter-se uma base

de projeto para o estabelecimento dos CSB para os casos reais envolvendo as

operações ou atividades realizadas no poço.

O SGIP, assim como a NORSOK D-010 explicita a necessidade do

desenvolvimento de treinamento e procedimentos para controle de poço, porém a

norma norueguesa apresenta uma abordagem mais descritiva, apresentando um

quadro de treinamento para os principais cenários que envolvem esta fase de vida

do poço, como por exemplo, o corte do revestimento, a reentrada em poços

abandonados temporariamente, perda de CSB durante a realização de um teste de

fluxo, entre outros, enquanto que o SGIP deixa a critério das empresas a gerencia

do treinamento da força de trabalho e de sua formação acadêmica.

7.2.1- Abandono Temporário de poços

É importante o estabelecimento de diretrizes e recomendações referentes a

abandono temporário de poços de forma a tentar garantir a volta às operações de

uma maneira segura, mantendo a integridade física do poço, a segurança do

ambiente e da vida humana.

É notória a importância da avaliação do revestimento para casos de

abandonos por longos períodos, pois é um material que está exposto a muitas

cargas e pode se degradar e acabar comprometendo a integridade do poço, pois

tanto a NORSOK D-010 como o SGIP apresentam um quesito explicitando a

necessidade do estabelecimento um programa de inspeção visual no entorno do

poço, de forma a garantir o monitoramento da condição de segurança deste.



Ambas as normas programam em seu regulamento a necessidade da

preservação da integridade da cabeça de poço, dada a sua devida importância, pois

a partir do seu conjunto de equipamentos, esta pode prover vedação das colunas de

revestimento, suporte de cargas e o fechamento do poço no caso de um fluxo

indesejável de fluido por meio do BOP instalado sobre a cabeça de produção, sendo

que a norma norueguesa dá um enfoque maior a poços submarinos, pois grande

parte destes são offshore, presentes no Mar do Norte e no Mar da Noruega.

7.2.2- Abandono Permanente de poços

Tanto o SGIP como a NORSOK D-010 apresentam em suas normas a

necessidade do estabelecimento de, no mínimo, uma barreira ou CSB permanente

de forma a prevenir fluxo cruzado de fluido entre as formações com potencial de

fluxo ou de intervalos sobrepressurizados, porém como já foi supracitado, a maioria

dos casos reais irão exigir, pelo menos, duas barreiras de poço independentes em

cada caminho para mantê-lo numa condição segura.

Dessa forma está explicito em ambas as normas que as barreiras de

segurança ou CSB permanentes são partes primordiais para garantir a integridade

do poço e se mostram componentes que devem ser projetados de forma minuciosa,

devendo atender no mínimo aos quesitos descritos abaixo:

Impermeáveis;

Propriedade de vedação que não deteriorem ao longo do tempo;

Tenham propriedades mecânicas adequadas para acomodação de

cargas a que estarão sujeitas, como por exemplo, ductilidade,

resistência a corrosão, entre outras;

Resistam aos diferentes fluidos da formação (H2S, CO2,

hidrocarbonetos, entre outros);

Sejam aderentes aos revestimentos e formações no seu entorno;

Capazes de não sofrer contração que comprometam sua integridade.



É notória a preocupação de ambas as normas com as barreiras de poço e

seus estabelecimentos bem como de seus critérios de aceitação, entretanto a

NORSOK D-010 explicita uma maior riqueza de detalhes e objetividade de

informações, recomendações e diretrizes, além de buscar tornar o projeto muito

mais prático. Uma observação muito interessante para tal simplificação de projetos

para estabelecimento das barreiras de segurança é apresentada pela norma

norueguesa, onde esta define que na presença de múltiplas de zonas portadoras de

fluido, os intervalos situados em um mesmo regime de pressão, podem ser

considerados como um reservatório único, havendo a necessidade de estabelecer

uma barreira primária e uma secundária como demonstra a figura 8, onde vê-se no

gráfico que as zonas que apresentaram comportamento semelhante na curva de

pressão foram designadas como um reservatório unificado, portanto isto poderia ser

explicito no SGIP de modo a garantir maior praticidade aos projetos de integridade

de poço.

Figura 8: Situação de múltiplas zonas produtoras, adaptado de NORSOK (2004).



Tanto a NORSOK D-010 como o SGIP estabelecem medidas de segurança

para garantir uma operação eficiente de abandono permanente de poço, buscando

concretizar este objetivo por meio do estabelecimento de conjuntos solidários de

barreira ou barreiras de poço permanentes bem como monitoramento de seus

principais parâmetros de forma a garantir o seu uso adequado. Entretanto, é

recomendável que o SGIP programe um tópico abordando situações de riscos

presente nas operações de abandono, de forma a garantir maior auxílio e clareza de

informações ao gestor do contrato da mesma forma que a norma norueguesa

explicita para tentar garantir que não hajam brechas para perda da integridade do

poço.



8–CONCLUSÃO

Neste trabalho foi realizada uma análise comparativa entre o Regulamento

Técnico de Sistema de Gerenciamento de Integridade de Poço (SGIP) e a NORSOK

D-010, bem como recomendações que podem ser implementadas por ambas as

normas, para os temas: Barreira de poço e conjunto solidário de barreira, projeto de

poço, construção de poço, produção e abandono. Todos os procedimentos,

operações e atividades do setor petrolífero brasileiro e norueguês devem seguir as

diretrizes e recomendações estabelecidas por ambas as normas para garantir que

as tarefas realizadas estejam de acordo as melhores práticas industriais de ambos

os países. Sendo assim, é de suma importância a comparação entre os principais

pontos do Regulamento Técnico brasileiro e da diretriz norueguesa, abordando as

semelhanças e as diferenças para que possam ser propostas melhorias na

confecção de ambos os regulamentos quando futuras revisões forem realizadas.

É notório que ambas as normas apresentam pontos semelhantes, pois elas

possuem o mesmo objetivo de manter a integridade de poço através do

estabelecimento de barreiras de segurança ou CSB e monitoramento de parâmetros

operacionais, porém existem alguns pontos em que os conceitos ou diretrizes se

mostram diferentes e ainda quesitos presentes em uma norma e que sejam

considerados relevantes, mas que não é explicitado pela outra devido a diferença de

filosofias presentes entre elas. A NORSOK apresenta uma abordagem mais

descritiva, o que acarreta no modo de gerenciar as ações de planejamento e projeto

de uma empresa, pois todas elas terão de seguir a mesma prescrição da NORSOK

D-010.

Desta forma as empresas podem não apresentar um diferencial competitivo

no mercado mantendo o mesmo requisito de segurança, devido justamente a

uniformidade dos projetos existentes pela filosofia da norma norueguesa. Já o SGIP

apresenta uma abordagem mais abrangente, permitindo que a empresa gerencie

seu projeto mediante sua própria análise de risco e planejamento, dessa forma,



dando também mais responsabilidades ao operador do contrato e para as

contratadas.

Pode-se recomendar para o SGIP a implementação de alguns tópicos para

suas práticas de gestão nº10 que abordam os ciclos de vida do poço, de forma a

tentar garantir maior objetividade e clareza nos detalhes, como demonstrado abaixo:

Exposição dos principais riscos inerentes às operações desenvolvidas

durante estas fases;

Demonstrar esquema de barreira de poço para os principais cenários,

de modo a garantir uma orientação mínima ao projeto;

Implementar em seu regulamento técnico um projeto base para cada

fase de vida do poço.

A NORSOK D-010 apresenta uma riqueza e clareza de detalhes e

informações pertinentes para melhor desenvolvimento do poço, bem como uma

estrutura organizacional mais prática abordando as principais práticas de gestão

explicitadas no SGIP dentro de suas cláusulas que envolvem cada fase de vida de

poço ou operações pertinentes à indústria. No entanto recomenda-se a norma

norueguesa a implementação de:

Uma cláusula de preservação ambiental de forma a auxiliar e garantir à

estatal a conformidade necessária com as melhores práticas

recorrentes na indústria quanto a gestão dos materiais, equipamentos

e resíduos resultantes dos poços e também com as autorizações

advindas dos devidos órgãos ambientais;

Explicitar de forma mais objetiva os principais fatores para que um

poço possa ser considerado como crítico;

Uma cláusula abordando recomendações mínimas quanta à fase de

intervenção do poço.



Portanto a partir da análise de cada regulamento, é notório que tanto o

regulamento técnico brasileiro como a diretriz norueguesa se preocupam em manter

a integridade do poço atendendo as melhores práticas presentes na indústria

petrolífera, e que apesar das diferentes filosofias , de uma certa maneira, elas

podem se complementar, apresentando uma visão mais ampla à respeito de

integridade de poço.



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