ALÍCIA ÉVELLEM DOS SANTOS CARLA JANINE ROCHA MOREIRA

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Área de Ciências Exatas e Tecnológicas
Curso de Engenharia de Petróleo
Disciplina: Completação de Poços
Docente: Prof.ª Dr.ª Vanessa Limeira A. Gomes
Período: 7º Período - Semestre: 2019.1 
ALÍCIA ÉVELLEM DOS SANTOS
CARLA JANINE ROCHA MOREIRA
POÇO-TIPO: BCS.S.O.75.DP
COMPLETAÇÃO BCS COM DUAL PACKER E CALDA
 Maceió, 08 de abril de 2019.
INTRODUÇÃO	2
DESCRIÇÃO DO POÇO COMPLETADO	4
DESCRIÇÃO DOS EQUIPAMENTOS DO POÇO COMPLETADO	5
CUSTO DO POÇO COMPLETADO	14
ESFORÇOS ATUANTES NA COLUNA DE PRODUÇÃO	16
 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS	17
INTRODUÇÃO
Após a perfuração de um poço de óleo e gás e constatação de zonas de interesse, é necessário deixá-lo em condições de operar, de maneira segura, eficiente e econômica, durante toda sua vida produtiva. O conjunto de operações destinadas a colocar o poço efetivamente em produção denomina-se completação. Ela é a interface entre o reservatório e a produção em superfície. Esta fase engloba, em termos gerais, as atividades de instalação dos equipamentos de superfície, condicionamento do poço, avaliação da cimentação, descida e assentamento da coluna de produção e o canhoneio (SILVEIRA e PENNA, 2016).
Um dos significados da palavra completação, talvez o principal, refere-se aos equipamentos (hardware) de acabamento de um poço (cabeça de poço, revestimentos de produção, coluna de produção, interface poço-reservatório, interfaces na superfície). A completação pode ser dividida em (Figura 1): completação na formação (formation completion) ou completação inferior (lower completion), completação intermediária ou de isolamento (isolation completion) e completação superior (upper completion) (FERREIRA, 2009).
Figura 1. Tipos de Completação.
Fonte: FERREIRA, 2009.
De acordo com Ferreira (2009), a completação inferior varia em função da trajetória do poço ao atravessar a formação (vertical, baixa inclinação, alta inclinação, horizontal) e do tipo de interface poço-formação (poço aberto, tubos rasgados, revestido, cimentado-canhoneado, com gravel pack, com fracpack, etc). A completação intermediária ou de isolamento constitui uma interface entre a completação inferior e a superior. A mesma é útil durante a construção do poço e em futuras intervenções. A completação superior é constituída pela interface entre a completação inferior ou a de isolamento, quando existente, tubos de produção, equipamentos de elevação artificial, sensores, válvulas especiais, válvulas de segurança de subsuperfície, etc, pela interface coluna de produção-cabeça de poço e pela própria cabeça de poço e sua árvore de natal e interface com linhas de produção e de acesso ao anular do poço. Cumpre observar, que a coluna de produção objetiva conduzir os fluidos produzidos até a superfície (ou injetados até a formação), com auxílio inclusive de método de elevação artificial.
Tem crescido nos últimos anos, a utilização do método de elevação artificial de petróleo denominado de Bombeio Centrífugo Submerso (BCS). Segundo Ribeiro et al. (2005), a Petrobrás S.A. é pioneira no uso de bombas centrifugas submersas submarina em águas profundas, por meio de um teste do protótipo bem-sucedido em um poço submarino, em 1994. Este tipo de bombeio consiste na transmissão de energia elétrica, por meio de cabo elétrico, para um motor de subsuperfície imerso no óleo, no fundo do poço. O motor tem seu eixo conectado a uma bomba centrifuga que incrementa pressão ao fluido, fazendo com que chegue até a superfície (ESTEVAM, 2002; ROSSI, 2008). O ambiente em que a bomba BCS é instalada é composto por fluido multifásico (água, óleo e gás), baixa pressão de reservatório e variação de temperatura.
Este trabalho visa apresentar o modelo de um poço de petróleo do tipo: BCS.S.O.75.DP, tendo uma completação BCS com Dual Packer e Calda, com base em seu esquema descrever os componentes que compõem a coluna de produção e os equipamento da cabeça de produção.
DESCRIÇÃO DO POÇO COMPLETADO
Figura 2. Esquema do Poço -Tipo: BCS.S.O.75.DP.
Fonte: AUTOR, 2019.
O Poço-Tipo: BCS.S.O.75.CC possui uma Completação BCS com Dual Packer e Calda (Figura 2), o qual tem por objetivo fazer a elevação artificial pelo método do Bombeio Centrífugo Submerso (BCS) que consiste na suplementação da energia natural do reservatório através de uma bomba centrífuga de vários estágios localizada no fundo do poço, onde essa energia passa através de um cabo elétrico e lá é transformada em energia mecânica por um motor de superfície que está conectado a bomba centrifuga, que transfere energia ao fluido, o que permite ao mesmo atingir a superfície.
Segundo Maitelli (2010), o BCS trabalha com faixa larga de vazões volumétricas e é responsável pelas maiores quantidades de líquido bombeado por um único método de elevação artificial.
De acordo com Thomas et al. (2004), a utilização do BCS está se expandindo na elevação artificial pela crescente flexibilidade e evolução dos equipamentos disponíveis para este método. Tanto em aplicações onshore como offshore, em condições adversas de temperatura, fluidos viscosos e ambientes gaseificados. Conforme outros métodos de elevação, o BCS também possue algumas limitações, por exemplo: poços com grande presença de areia não são indicados para o uso deste método e sim mais aplicado ao BCP. Quando o quadro de comando ou painel elétrico é acionado um motor elétrico de subsuperfície transforma energia elétrica em mecânica e uma bomba centrífuga converte a energia mecânica do motor em energia cinética, elevando o fluido à superfície. Na superfície o fluido é transportado pela linha de produção até uma estação coletora de óleo para armazenamento e depois será transportado para o refino.
DESCRIÇÃO DOS EQUIPAMENTOS DO POÇO COMPLETADO
Árvore de Natal 2 9/16” x 5000psi:
É um conjunto de válvulas, conexões e adaptadores instalados sobre a cabeça do poço com a finalidade de controlar o fluxo de fluidos da formação para a superfície. Dependendo da aplicação, pode ser classificada como árvore de natal seca (poços de terra ou poços de mar com a cabeça na plataforma de produção) ou árvore de natal molhada (poços de mar com a cabeça submersa). O equipamento recebeu esta denominação devido ao seu formato mais antigo e tradicional, que lembra um pinheiro natalino. Em geral, esse tipo de equipamento é também denominado árvore de natal convencional.
Adaptador A-3EC 2.9/16” – 7.1/16” x 5000psi:
Peça de contenção de pressão para conectar dois equipamentos de diferentes tamanhos nominais e/ou pressões de trabalho. A conexão pode ser flangeada, com clamp ou rosqueada. A conexão superior pode ter pressão de trabalho maior que a conexão inferior.  Em poços de plataforma fixa, adaptador é o nome dado ao carretel de união do flange da cabeça de produção com o flange da árvore de natal. Esse adaptador também fornece sustentação e vedação ao suspensor de coluna e permite o acesso à linha de controle hidráulico da válvula de segurança.
Adaptador tipo A-3 utilizado em poços de Bombeio Elétrico Centrífugo Submerso (BCS), oferece passagem lateral para o cabo elétrico através de abertura especial para alojamento do mandril elétrico. Possui flange inferior do tipo rotativo para conexão à cabeça de produção. O flange tipo rotativo facilita o ajuste do adaptador com o suspensor de coluna (não orientado na cabeça) descido anteriormente, permitindo assim a coincidência dos furos dos flanges da cabeça e adaptador, qualquer que seja o posicionamento do suspensor de coluna no interior da cabeça.
Pig-Tail Elétrico de Superfície:
Equipamento especial utilizado para conectar o cabo elétrico de superfície com o cabo redondo de bombeio centrífugo submerso instalado no interior de um poço de petróleo terrestre. Tipicamente, tal equipamento possui duas seções de cabo: (I) uma superior, para conectar o cabo elétrico de superfície ao mandril eletrosub, e (II) outra inferior, para conectar o mandril
eletrosub ao cabo redondo de bombeio centrífugo submerso. 
Mandril Elétrico:
Permite a conexão entre o cabo elétrico de superfície e o cabo redondo de um conjunto de bombeio centrífugo submerso, através da cabeça de produção de um poço de petróleo. Tal mandril possui uma seção especial bipartida de cabo, dita pigtail, para a conexão entre o cabo elétrico de alimentação e o cabo redondo de bombeio centrífugo submerso.
Cabeça de Produção TC-OO 11” x 7.1/16” x 5000psi:
É uma cabeça especial onde possui uma passagem para a coluna de produção e uma para o cabo elétrico. Em poços terrestres, normalmente com baixa pressão no anular, é utilizado um flange bipartido com borrachas. A vedação é conseguida através de placas que comprimem as borrachas em volta do cabo e da coluna de produção. Em poços marítimos, onde normalmente as pressões são maiores, utiliza-se um mandril enroscado no tubing hanger com condutores elétricos em seu interior para a passagem da corrente elétrica pela cabeça de produção. A escolha da cabeça de produção para um determinado poço leva em consideração, também, o diâmetro do revestimento e da coluna de produção, a bitola e o tipo de cabo e as pressões envolvidas.
Suspensor da Coluna de Produção TC-BEC 2 7/8” EU BPV 2 1/2”:
Equipamento que sustenta o peso de toda a parte superior de uma coluna de produção, ou de injeção, de um poço e o transfere para a cabeça de poço submarina. Instalado no interior da cabeça de produção, suporta o peso da coluna de produção/injeção e promove vedação do anular entre a coluna de produção e o revestimento de produção.
É responsável pela interface entre a coluna de produção e a árvore de natal ou a base adaptadora de produção (BAP). Este suspensor fica travado na cabeça de poço submarina durante a vida produtiva do poço. Um anel de aço é expandido por pressão hidráulica, transmitida da superfície por meio da ferramenta de instalação, e trava o suspensor na cabeça do poço (ANC de primeira geração) ou na base adaptadora de produção (ANM para lâmina de água superior a 300 m). Tem dois furos (bores) principais para a passagem do fluido do poço e de acesso ao espaço anular entre o revestimento e a coluna de produção, este com uma válvula de retenção acoplada. Possui, ainda, orifícios de passagem de linhas hidráulicas para acionar equipamentos de subsuperfície e de passagem de cabo elétrico. O corpo principal apresenta um pino de orientação para que os furos fiquem alinhados com as extensões da ANC ou ANM instalada sobre ele.
Pig-Tail Elétrico de Subsuperfície:
 Permite a conexão entre o cabo elétrico de superfície e o cabo redondo de um conjunto de bombeio centrífugo submerso, através da cabeça de produção de um poço de petróleo. Tal mandril possui uma seção especial bipartida de cabo, dita pigtail, para a conexão entre o cabo elétrico de alimentação e o cabo redondo de bombeio centrífugo submerso.
Cabo Elétrico redondo 4AWG:
É um cabo trifásico que tem como isolante o polipropileno ou etileno-polipropileno e como proteção aço galvanizado. Sua função é transmitir da superfície até o motor a energia necessária para o funcionamento do mesmo. Preso na coluna por meio de cintos, devido ao pequeno espaço entre o revestimento e alguns equipamentos parte do cabo é do tipo chato, outra do tipo redondo. O dimensionamento é feito de acordo com potência necessária, tipo de fluído, temperatura e espaço disponível.
Tubos de Produção 2 7/8” EU 6,5 Lb/Pé N-80:
Item de forma cilíndrica que permite a passagem de fluidos pelo seu interior de forma segura e controlada, para conduzir os fluidos produzidos até a superfície, evitando assim que o revestimento seja exposto a fluidos agressivos e pressões elevadas, bem como para alojar equipamentos de elevação artificial. A seleção dessa tubulação está baseada no diâmetro interno da coluna de revestimento de produção, vazão de produção esperada, tipo e frações de fluidos a serem produzidos e esforços mecânicos a serem suportados.
Os tubos padronizados pelo API (American Petroleum Institute), seguem a especificação API Spec. 5CT, 1990. As tabelas de tubos apresentam o size (4 1/2" por exemplo), o diâmetro externo do corpo do tubo e das conexões, o peso nominal em lb/pé(média do tubo e conexões), para as conexões NU e EU, o grau do aço, a espessura da parede do tubo, o diâmetro interno do corpo do tubo e da conexão, o drift (diâmetro de passagem) do tubo, a resistência ao colapso (diferencial de pressão de fora para dentro do tubo) em psi, a resistência à pressão interna em psi. Vide Anexo com características de tubos.
O grau do tubo é expresso através de um caráter alfabético e caracteres numéricos. O caráter alfabético está associado à composição química e propriedades físicas e mecânicas do tubo. O presente tudo possui um Diâmetro Externo de 2 7/8”, com conexão API: EU (External Upset), peso de 6,5 Lb/Pé e com grau de aço N-80.
Linha de Controle de Aço Inox 1/4" x 120 ou 500m:
Dispositivo utilizado para acionar a Válvula de Segurança de Subsuperfície. O suprimento hidráulico é realizado por umbilical contendo mangueiras ou tubos hidráulicos, onde o suprimento é controlado remotamente, diretamente da superfície ou por um sistema de controle submarino. Alternativamente ao atuador hidráulico, o atuador para o acionamento de válvulas pode ser do tipo elétrico, no qual um motor elétrico e um sistema de engrenamento realizam a atuação, enquanto a energia para o retorno da válvula à posição de falha segura é obtido de uma mola ou de um conjunto de baterias para atuação de emergência, enquanto para o retorno de válvulas de dupla ação, ou do tipo de falha na posição, é obtido pela inversão do sentido de rotação do motor elétrico.
Válvula de Segurança 2.7/8” EU – 2.31” ID Flapper:
Poços de petróleo e gás são normalmente equipados com DHSV (Válvula de segurança de fundo de poço). O principal objetivo destas válvulas é atuar como dispositivo de controle do poço em caso de perda das barreiras de segurança da ANM (falhas inerentes as componentes da ANM), e também de uma catástrofe externa que pode ser um dano físico, como queda de objetos ou um dano estrutural.
Os mesmos tipos de válvulas de subsuperfície são utilizados tanto em completações em plataformas fixas quanto em completações submarinas. A necessidade da DHSV para poços submarinos é diferente comparado às plataformas fixas onde é utilizada árvore de natal convencional ou seca. As ANM’s estão sujeitas a outros perigos como queda de objetos, ancoras presas e redes de pescaria. A DHSV é um dispositivo de segurança posicionado na coluna de produção, que possibilita um fechamento praticamente instantâneo da coluna, cessando o fluxo de óleo e/ou gás, caso algum problema sério venha a ocorrer com os equipamentos de superfície, ANC ou ANM.
Válvula de Seg. Ventilação Anular:
Dentre suas principais características estão a precisão e linearidade no controle, além de serviço silencioso e sem vibrações, mesmo em condições extremas de diferenciais de pressão ou vazão. As funções mais usuais são: Redutora e/ou sustentadora de pressão; Controle de vazão e Descarga livre.
Conector do Penetrador Elétrico:
Conector elétrico do motor de bombeio centrífugo submerso que permite a interligação com o cabo de alimentação elétrica desse motor. A instalação desse conector pode ser realizada através de emenda das três fases do cabo com os três terminais do motor, com o uso de fitas especiais, chamadas tape in, ou do tipo tomada elétrica, chamada plug in, que pode ser realizada com maior rapidez.
Penetrador Elétrico:
Equipamento que permite a vedação na transmissão da energia elétrica através de uma cápsula metálica, por exemplo, que contém um conjunto de bombeio centrífugo submerso. Um adaptador que possui internamente alguns anéis de borracha (o-rings) e é rosqueado na parte superior de uma cápsula metálica de um conjunto de bombeio centrífugo submerso. Promove a vedação da passagem de um cabo elétrico pela cápsula. Seu corpo é constituído por uma carcaça metálica,
que envolve um trecho de cabo elétrico, e tem dois rabichos de cabo elétrico conectados em suas extremidades.
Obturador Duplo “Dual-Packer D-ESP”:
Serve para compor a primeira barreira de segurança, conjuntamente com a DHSV, a coluna de produção entre ao DHSV e o packer e o revestimento de produção bem cimentado abaixo do packer;
Proteger o revestimento (acima dele) contra pressões da formação e fluidos corrosivos. Possibilita a injeção controlada de gás, pelo anular, nos casos de elevação artificial por gás lift. Permitir a produção seletiva de várias zonas por uma única coluna de produção (com mais de um packer), etc.
Válvula Camisa Deslizante CMU 2.7/8” EU 2,31" ID:
Dispositivo de utilização em poços, destinado a promover a comunicação anular-coluna ou coluna-anular, por meio de abertura e fechamento de camisa interna e externa. Tal dispositivo é geralmente operado e controlado por operações com arame, nas quais o dispositivo deslizante é deslocado, permitindo, dessa forma, o escoamento através do alinhamento de orifícios existentes na camisa. Pode ser utilizado em completações seletivas, possibilitando, assim, colocar o poço em produção ou isolar zonas empacotadas por obturadores (packers). Serve para evitar que o poço beba o fluido de completação presente na coluna, mantendo-a cheia, e, em colunas com BCS, impedir o contra-fluxo pelo interior da bomba.
Válvula de retenção: utilizada um tubo acima da bomba, sua função é não deixar o óleo retornar numa eventual parada. O retorno giraria a bomba em sentido inverso podendo danificá-la;
Válvula de descarga: é usada logo acima da bomba, sua função é drenar o óleo contido na coluna para o anular durante a retirada da coluna, evitando desta forma o banho de óleo ou a parada da manobra para pistonear e secar a coluna;
Nipple de Assentamento “R” 2.25” x 2.7/8" EU:
Os nipples (ou perfis) de assentamento são subs que possuem uma área polida para vedação e uma sede de travamento. Servem para alojar, numa profundidade bem definida, plugs (para isolamento de zonas produtoras), standing valves (para impedir perda de fluido para a formação), instrument hanger com registradores de pressão para testes de produção, e chokes (estes de uso raro, permitem a produção simultânea de 2 zonas com diferentes pressões). São especificados pelo seal bore, que é o diâmetro da área polida onde as gaxetas dos equipamentos de controle de fluxo fazem a vedação.
Normalmente são instalados na cauda de produção, abaixo de todas as outras ferramentas. Podem também ser instalados tantos quantos necessários, em qualquer ponto da coluna, ressalvando-se a seletividade dos mesmos.
Nipple R (não seletivo) possuem um batente (no-go) na parte inferior com diâmetro interno menor que o diâmetro interno da área polida. Normalmente, é utilizado em dois casos: quando a coluna requer um único nipple ou como o último (mais profundo) de uma série de nipples do mesmo tamanho. A utilização de mais de um nipple não seletivo na mesma coluna, somente é possível se os diâmetros internos dos mesmos forem diferentes, decrescendo com a profundidade de instalação.
Bomba Centrífuga:
A bomba centrífuga submersa (BCS) é um equipamento utilizado na indústria do petróleo como um sistema de elevação artificial para produzir petróleo. O princípio de funcionamento consiste na ação de uma bomba centrífuga de múltiplos estágios, instalada dentro do poço a uma profundidade determinada, como elemento motriz da mistura de fluidos produzidos pelo reservatório. A bomba fornece um ganho de energia ao reservatório para elevar a mistura produzida até superfície para posteriormente ser tratada e armazenada.
Foram padronizadas as bombas de série 400 (4” OD para revestimento de 5 ¹/²”) e série 500 (5” OD para revestimento de 7”). As vazões variam de 50 a 1.170 m³/d.  Cada estágio é formado de um impelidor e um difusor. O impelidor gira a uma velocidade de aproximadamente 3500 rpm, transmitindo energia ao fluido em forma cinética. O difusor direciona o fluido do impelidor logo abaixo para o logo acima, transformando a energia cinética em pressão. A cada estagio o fluido vai sendo incrementado de pressão.
Admissão e Separação:
A admissão da bomba, também chamada de intake, está localizada na parte inferior da bomba e é a passagem do fluido para abastecimento do primeiro estágio. Esta pode ser do tipo simples ou na forma de separador de gás. A admissão na forma simples é utilizada sempre que o volume de gás livre na entrada da bomba seja pequeno, de modo que não afete a eficiência do bombeio. A admissão na forma de separadores de gás depende do volume de gás livre a ser separado. Para baixas vazões, utiliza-se o separador estacionário, que se baseia na mudança de sentido de fluxo do fluido. Para altas vazões, utiliza-se o separador centrífugo, que submete o fluido produzido à ação de uma força centrífuga para a separação das fases líquida e gasosa.
Motor Elétrico:
O motor elétrico utilizado é do tipo trifásico, dipolo, de indução, funcionando a 3500 rpm, em uma rede de 60 Hz e sua voltagem varia de 2000 V a 5000 V e possui um óleo mineral interno (alta resiliência elétrica). O motor é alinhado ao protetor, admissão da bomba e impelidor da bomba, formando um único eixo. Os motores são projetados para atuarem em altas pressões e altas temperaturas, e imersos nos fluidos que estão sendo elevador. Na escolha é considerado o diâmetro interno do revestimento, potência necessária, profundidade do poço e transformadores disponíveis. 
Tem a função de movimentar a bomba. É trifásico, dipolo e indutivo, tem várias potências. Foram padronizados os motores da série 450 (4,5” OD p/ rev. de 5 ¹/²”) e série 540 (5,5” OD p/ rev. de 7”). Eles giram com 3.000 rpm com 50 ciclos e a 3.500 rpm com 60 ciclos.
Guia do motor: é descido acoplado ao motor tem a função de proteger o motor de choques durante a descida ou retirada do poço;
Madril TSR 3305:
Equipamento que faz parte do balanceio, operação para ajustar corretamente o comprimento da coluna de produção ou de injeção (COP ou COI) de modo a permitir o assentamento do tubing hanger e o encamisamento de cerca da metade do curso do mandril do TSR (Tube Seal Receptacle junta telescópica selante separável) pela camisa do TSR.
Obturador Hidráulico/Hidrostático FH:
O packer (Obturador) é uma ferramenta de propósito estrutural e selante. Equipamento componente da coluna de produção que tem como função básica promover a vedação do espaço anular, entre a coluna e o revestimento de produção.
É posicionado de tal forma que a extremidade da coluna de produção fique a aproximadamente 30m acima do topo da formação produtora, para permitir perfilagens de produção e ampliações de canhoneio through tubing.
O obturador é composto basicamente de um sistema de ancoragem, que transfere parte do peso da coluna para o revestimento, e de um elemento de vedação, normalmente constituído de anéis de borracha. Dependendo do tipo de packer, essa configuração pode ser um pouco alterada, mantendo-se, entretanto, sua função básica de vedação.
Niple “R” 2.25” x 2.7/8” EU:
Este elemento consiste num perfil de alojamento de tampões mecânicos, válvulas de retenção ou registradores de pressão. Possuem uma área polida para vedação e uma sede de travamento. Usualmente são instalados na cauda da coluna de produção, abaixo de todas as outras ferramentas, permitindo o tamponamento do poço com um plugue insertável. Entretanto, não há restrições quanto ao número de nipples a serem instalados em qualquer ponto da coluna. Neste último caso, sua grande funcionalidade está no fato de permitir o isolamento de zonas produtoras no caso de canhoneados em reservatórios com diferentes contatos. Assim, caso o reservatório inferior comece a produzir água, ele pode ser facilmente isolado. Existem, basicamente, dois tipos de nipples de assentamento: o seletivo (nipple F) e o não seletivo (nipple R).
Tipo R, possui este batente na parte inferior, com diâmetro interno menor que o diâmetro interno da área
polida. Usualmente é usado em dois casos: quando a coluna requer um único nipple ou como o último (mais profundo) de uma série de nipples seletivos do mesmo tamanho na coluna.
Boca de Sino 5.1/2” x 2.7/8” EU:
Extremidade de uma tubulação cuja geometria se assemelha ao perfil de um sino. Equipamento colocado na extremidade inferior da coluna de produção, que tem como finalidade guiar a reentrada dos equipamentos descidos pelo interior da coluna (reentry guide). Termo utilizado no i-tube de uma Unidade Estacionária de Produção (UEP).
CUSTO DO POÇO COMPLETADO
Segundo Miura (2004), o poço de petróleo é o único meio de acesso ao reservatório para extração de óleo e gás. A construção de um poço de petróleo, isto é, a sua perfuração e completação, é um conjunto de atividades extremamente complexas, que envolvem mais de uma dezena de serviços altamente especializados na sua execução. Devido a esta complexidade, um poço marítimo de petróleo, se for de alta pressão e alta temperatura, pode chegar a custar US$ 45.000.000,00 segundo a Baker (2003), e num caso extremo, como poço de altíssima vazão em águas ultraprofundas do Golfo de México, pode custar até US$ 100.000.000,00 segundo a revista World Oil (2003).
Para a elaboração da Tabela 1, a qual consta os equipamentos da coluna de produção com seu respectivo valor (valor unitário, quantitativo e valor total), considerou-se para o Poço -Tipo: BCS.S.O.75.DP uma profundidade de 2880 m, tubos de produção com 9 m de comprimento e cotação do Dólar Comercial a R$ 3,88 (06/04/2019). Porém, devido à indisponibilidade do preço de alguns equipamentos o valor total foi calculado apenas pelo somatório do custo dos equipamentos que apresentaram valor, totalizando um de valor de R$ 182.479,20 ou US$ 47.030,72.
Tabela 01. Custo total aproximado do Poço -Tipo: BCS.S.O.75.DP.
Fonte: AUTOR, 2019.
ESFORÇOS ATUANTES NA COLUNA DE PRODUÇÃO
As colunas de produção em poços de petróleo estão sempre sujeitas a um estado combinado de tensões, seja de tração ou compressão com pressão interna ou externa, tal que representa a situação física mais próxima da realidade. Isto é chamado de estado combinado de esforços triaxial (CORREIA e SANTOS, 2017).
O método triaxial de esforços combinados é orientado através da elipse de tensões de von Misses e da envoltória API (construída com base em limites de segurança). De acordo com Bernt (2010), a elipse de tensões de von Misses define os limites de tensão axial versus pressão interna ou externa dentro do qual um tubo deve estar operando no regime elástico, enquanto a elipse da envoltória API define uma região dentro do qual o tubo não falha, considerando as resistências à tração, pressão interna e colapso definidas com base em valores de segurança. Para o esforço de colapso, a envoltória API considera ainda a redução devida à tração.
Nos projetos de dimensionamento das colunas devem-se considerar as resistências mínimas dos tubos para suportar os esforços solicitantes de tração, pressão interna (Burst), pressão externa (colapso) (BERNT, 2010). Para estimar tais valores de esforços, levam-se em conta as condições mais adversas que possam surgir durante a descida, a instalação e a vida útil das colunas e, no caso específico do trabalho, o esforço adicional em função da fluência da rocha salina.
Esforço de tração
O esforço do carregamento axial total em qualquer ponto da coluna deve considerar as condições de peso próprio da coluna, efeito de empuxo, carregamentos de flexão, overpull, carregamentos devido às mudanças de temperatura, dentre outros.
Esforço de pressão interna (Burst)
O esforço de pressão interna, também conhecido como Burst, é o resultante do diferencial entre as pressões no interior e no anular, como resultado da pressão interna ser superior a pressão externa. A resistência à pressão interna de escoamento no corpo do tubo de aço, considera-se 87,5% do escoamento da parede, pois a API permite a espessura variar em até 12,5%, devido aos defeitos de construção, conforme discutido por Bernt (2010).
Esforço de pressão externa (Colapso)
A resistência ao colapso do revestimento indica o grau de limite de tensão suportado pelo revestimento devido ao diferencial das pressões criadas pelo fluido no anular e no interior da coluna, ou seja, verifica a possibilidade de falha quando a pressão externa é superior a pressão interna. A resistência ao colapso está em função da razão, que relaciona o diâmetro e espessura, do grau do aço e do esforço axial característicos do tubo a ser empregado.
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
BERNT, S. A. Modern Well Desing. 2 ed. CRC Press. Slavanger, Noruega, Universidade de Slavanger. 2010.
CORREIA, J. P. A.; SANTOS, J. P. L. Avaliação numérica da integridade estrutural de revestimento de poços de petróleo em zonas de alta pressão e alta temperatura e áreas de rochas salinas. Holos, [s.l.], v. 1, p. 292-305, 18 jul. Instituto Federal de Educação, Ciência e Tecnologia do Rio Grande do Norte (IFRN). 2017.
ESTEVAM, V. Uma Análise Fenomenológica da Operação de Bomba Centrífuga com Escoamento Bifásico. Universidade Estadual de Campinas, 265 p. 2002.
FERREIRA, M. V. D. Completação de Poços: Aspectos Relevantes no Projeto de Completação. Rio de Janeiro, RJ: Universidade Federal do Rio de Janeiro - UFRJ, 57 p. 2009.
FERNÁNDEZ, E. Dicionário do Petróleo em Língua Portuguesa. 2018. Disponível em: <http://dicionariodopetroleo.com.br>. Acesso em: 05 abr. 2019.
MAITELLI, C. W. S. P. Simulação do Escoamento Monofásico em um Estágio de uma Bomba Centrifuga Utilizando Técnicas de Fluidodinâmica Computacional. Universidade Federal do Rio Grande do Norte. 183 p. 2010.
MIURA, K. Um Estudo sobre a Segurança Operacional na Construção e Reparo de Poços Marítimos de Petróleo. 2004. 710 f. Tese (Doutorado) - Curso de Ciências e Engenharia de Petróleo, Instituto de Geociências, Universidade Estadual de Campinas, São Paulo, SP, 2004.
RIBEIRO, M. P., OLIVEIRA, P. S., MATOS, J. S., SILVA, J. E. M. Field Applications of Subsea Electrical Submersible Pump in Brasil. Conferência de Tecnologia Offshore, OTC 17415, Houston, Texas, maio de 2005.
ROSSI, N. C. M. Bombeio Centrifugo Submerso. Apostila Petrobrás. 70 p. 2008.
SILVEIRA, G. A. G.; PENNA, T. C. Aplicabilidade dos diferentes tipos de completação em poços terrestres produtores de gás na bacia do Parnaíba. 2016. 72 f. TCC (Graduação) - Curso de Engenharia de Petróleo, Escola Politécnica, Universidade Federal do Rio de Janeiro, Rio de Janeiro, RJ, 2016.
THOMAS, J. E. Fundamentos de Engenharia de Petróleo. 2 ed. Rio de Janeiro: Interciência. 2004.