PETROBRAS Apostila Completação de Poços no Mar

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PETROBRASBR
CEN-NOR
Centro de Desenvolvimento de
Recursos Humanos Norte-Nordeste
A Completação de Poços no Mar
José Eduardo de Lima Garcia
Outubro/97
versão 3
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José Eduardo de Lima Garcia, engenheiro eletricista formado em
1984 pela Universidade do Estado de São Paulo (UNESP),
campus de Ilha Solteira. Ingressou na Petrobrás em 1985,
participando do curso de especialização em engenharia de
petróleo. Trabalhou na Bacia de Campos de 1986 a meados de
1988, quando foi transferido para o CEN-NOR, onde vem
ministrando cursos, desde então, na área de completação. Nos
anos de 1995 e 1996 participou do programa de mestrado em
engenharia de petróleo na Universidade de Campinas
(UNICAMP).
 FICHA CATALOGRÁFICA
Garcia, José Eduardo de Lima
A Completação de Poços no Mar / José Eduardo de
Lima Garcia - Salvador, BA: [s.n.], 1997.
 Apostila, SEREC/CEN-NOR.
 1. Completação marítima. 2. Equipamentos
3. Engenharia do petróleo.
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A elaboração da apostila “A Completação de Poços no Mar” teve como objetivo
principal aglutinar, num único texto e de forma didática, uma grande quantidade de
informações que estão dispersas em diversos outros trabalhos, cuja lista está publicada
na sequência, em ordem alfabética do nome dos autores.
• Calmeto, João C.N; Quiroga, Marcelo H.V.: “Completação de Poços”, apostila
E&P-BC;
• Carneiro, Luiz E.G.: “Tie-back”, apostila DICRES/SEPONP, agosto de 84;
• Garcia, José E.L.: “Operações no Mar”, apostila SEREC/CEN-NOR, janeiro de 89
• Menezes, Fernando R.; Cambra, Silvia T.B.O.: “Perfis de Produção”, apostila E&P-
Sede, 1990
• Ogura, Jayme H.; Souza Neto, Irineu S.: “Sistema de Cabeça de Poço Submarino”,
apostila E&P-BC, novembro de 1994
• Reis, Tércio C.: “Sistemas de Controle de ANM’s em Uso na E&P-BC”, apostila
E&P-BC, a ser publicada;
• Ribeiro, Roberti H.: “Completação Submarina com Árvore de Natal Molhada”,
apostila E&P-BC, fevereiro de 96;
• Ribeiro, Roberti H.: “Riser de Completação”, apostila E&P-BC, agosto de 93;
• Rovina, Paulo S.: “Coluna de Produção”, Apostila E&P-BC, junho de 1996;
• Silva Filho, Hercílio P.: “Sistemas de DHSV”, apostila E&P-BC, abril de 1997;
• Vicente, Ronaldo; Garcia, José E.L.: “Fundamentos de Completação”, apostila
SEREC/CEN-NOR, janeiro de 91.
• Zivanov, Alexandre; Ogura, Jayme H.; Miranda Jr.,José S.;Toscano, Orman S.;
Piazza, Mário R.: “A DISESP e a Evolução dos Equipamentos e Sistemas de Cabeça
de Poço no Brasil”, IV Seminário de Operações Especiais, 1994.
Várias das figuras utilizadas no texto tiveram sua origem no documento seguinte:
“Manual de Completação E&P-BC”, E&P-BC, outubro de 88.
Esta apostila está disponível no formato eletrônico, e com pequeno esforço é possível
ser alterada, para incluir algum assunto relevante, ou desconsiderar parte das
informações disponíveis, adequando-a a um objetivo específico. Qualquer solicitação
neste sentido, contactar SEREC/CEN-NOR (rota 861-3814 ou 071-350-3814).
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ÍNDICE
1. A Perfuração de Poços no Mar.................................................................... 1
1.1. Introdução ............................................................................................................ 1
1.2. Sistemas de perfuração mud-line (ML)................................................................ 2
1.3. Sistema de perfuração com cabos guia (GL) ....................................................... 5
1.4. Sistema de perfuração sem cabos guia (GLL) ..................................................... 8
1.5. A perfuração com uso de templates ..................................................................... 8
1.6. A evolução dos equipamentos e sistemas de cabeça de poço (SCPS) no Brasil.. 9
1.6.1. Filosofia de desenvolvimento ..................................................................... 9
1.6.2. Os SCPS utilizados na Petrobrás .............................................................. 10
a) Para unidades flutuantes ........................................................................... 10
b) Para unidades apoiadas no fundo do mar ................................................. 10
1.6.3. Classificação dos SCPS ............................................................................ 10
a) GRUPO I - Sistemas ultrapassados........................................................... 10
♦ HB-3...................................................................................................... 10
♦ SG1........................................................................................................ 11
b) GRUPO II - Sistemas intermediários........................................................ 11
c) GRUPO III - Sistemas de última geração ................................................. 14
1.6.4. Evolução da BGP até a BGP-R 1100A..................................................... 15
1.6.5. Jateamento do revestimento de 30" .......................................................... 16
1.6.6. O sistema 16.3/4 " com broca de 16"....................................................... 19
2. Filosofia de completação........................................................................... 23
3. Métodos de completação........................................................................... 25
3.1. Quanto ao posicionamento da cabeça dos poços ............................................... 25
3.2. Quanto ao revestimento de produção................................................................. 25
3.2.1. A poço aberto............................................................................................ 26
3.2.2. Com liner rasgado ou canhoneado............................................................ 26
3.2.3. Com revestimento canhoneado................................................................. 27
3.3. Quanto ao número de zonas explotadas............................................................. 27
3.3.1. Simples...................................................................................................... 27
3.3.2. Seletiva...................................................................................................... 27
3.3.3. Dupla......................................................................................................... 28
4. Classificação das operações .................................................................... 29
4.1. Investimento....................................................................................................... 29
4.1.1. Completação ............................................................................................. 29
4.1.2. Avaliação .................................................................................................. 29
4.1.3. Recompletação.......................................................................................... 29
4.2. Manutenção da produção ................................................................................... 30
4.2.1. Avaliação .................................................................................................. 30
4.2.2. Restauração............................................................................................... 30
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a) Elevada produção de água......................................................................... 30
b) Formação com permeabilidade estratificada ............................................ 31
c) Elevada produção de gás........................................................................... 31
d) Falhas mecânicas ...................................................................................... 31
e) Vazão restringida ......................................................................................31
4.2.3. Limpeza..................................................................................................... 32
4.2.4. Mudança do método de elevação.............................................................. 32
4.2.5. Estimulação............................................................................................... 32
4.2.6. Abandono.................................................................................................. 32
5. Detalhamento das fases de uma completação ........................................ 33
5.1. Instalação dos equipamentos de segurança ........................................................ 36
5.2. Condicionamento do poço ................................................................................. 37
5.3. Avaliação da qualidade da cimentação .............................................................. 38
5.3.1. Perfil sônico (CBL/VDL).......................................................................... 38
5.3.2. Perfil ultrassônico (CEL ou PEL) ............................................................. 40
5.4. Canhoneio .......................................................................................................... 41
5.5. Avaliação das formações ................................................................................... 43
5.5.1. Teste de formação a poço revestido (TFR)............................................... 43
5.5.2. Teste de produção (TP)............................................................................. 44
5.5.3. Registro de pressão (RP)........................................................................... 44
5.5.4. Medição de produção (MP) ...................................................................... 44
5.6. Equipagem do poço............................................................................................ 45
5.6.1. Segurança.................................................................................................. 45
5.6.2. Operacionalidade ...................................................................................... 46
5.6.3. Economicidade.......................................................................................... 46
5.6.4. Tipos de colunas mais usuais no E&P-BC ............................................... 47
a) Convencional com gas lift (GL)................................................................ 47
b) Bombeio centrífugo submerso (BCS)....................................................... 47
c) Conjunto de gravel pack ........................................................................... 48
d) Produção de gás ........................................................................................ 48
e) Produção seletiva ...................................................................................... 48
f) Poços com CO2/H2S.................................................................................. 48
g) Poços de injeção de água .......................................................................... 48
h) Poços de alta vazão ou poços horizontais................................................. 48
5.6.5. Componentes das colunas de produção .................................................... 59
a) Tubos de produção.................................................................................... 59
b) Shear-out................................................................................................... 60
c) Hydro-trip ................................................................................................. 62
d) Nipples de assentamento........................................................................... 62
♦ Nipple R (não seletivo) ......................................................................... 62
♦ Nipple F (seletivo)................................................................................. 63
e) Sliding sleeve............................................................................................ 64
f) Check valve................................................................................................ 65
g) Packer de produção................................................................................... 65
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h) Packer permanente.................................................................................... 67
i) Unidade selante ......................................................................................... 67
♦ Âncora................................................................................................... 68
♦ Trava ..................................................................................................... 68
♦ Batente................................................................................................... 68
j) Junta telescópica (TSR)............................................................................. 68
k) Mandril de gas lift (MGL) e válvula de gas lift (VGL) ............................ 70
♦ VGL de orifício ..................................................................................... 71
♦ VGL de pressão..................................................................................... 71
♦ VGL cega .............................................................................................. 71
l) Válvula de segurança de subsuperfície (DHSV) ....................................... 72
♦ Enroscadas na coluna ou insertáveis ..................................................... 73
♦ Controlável ou não controlável da superfície........................................ 73
♦ Auto-equalizável ou não auto-equalizável ............................................ 73
♦ DHSV para águas profundas................................................................. 73
♦ DHSV’s utilizadas no E&P-BC ............................................................ 74
m) Bombeio centrífugo submerso................................................................. 76
♦ Motor elétrico........................................................................................ 77
♦ Selo........................................................................................................ 77
♦ Admissão............................................................................................... 77
♦ Bomba centrífuga .................................................................................. 78
♦ Cabeça de descarga ............................................................................... 78
♦ Separador (opcional) ............................................................................. 78
♦ Acessórios ............................................................................................. 79
5.6.6. Sistema Árvore de Natal Convencional (ANC)........................................ 80
a) Suspensor de coluna de produção............................................................. 80
b) Adaptadores .............................................................................................. 80
♦ Adaptador A5-S .................................................................................... 80
♦ Adaptador BO-2.................................................................................... 80
♦ Adaptador A3-EC.................................................................................. 81
c) Árvore de natal convencional (ANC) ....................................................... 83
5.6.7. Árvore de Natal Molhada (ANM)............................................................. 83
a) Classificação das ANM’s quanto ao fabricante ........................................ 84
b) Classificação das ANM’s quanto ao modo de instalação......................... 84
♦ DO (diver operated) .............................................................................. 84
♦ DA (diver assisted)................................................................................ 86
♦ DL (diverless)........................................................................................86
♦ DLL (diverless lay-away)...................................................................... 86
♦ GLL (diverless guidelineless) ............................................................... 88
c) Componentes e suas funções .................................................................... 91
♦ Base das linhas de fluxo........................................................................ 91
♦ Suspensor de coluna (tubing hanger) .................................................... 92
♦ Luva adaptadora (adapter bushing) ....................................................... 94
♦ ANM propriamente dita ........................................................................ 95
♦ Painel de produção .............................................................................. 102
d) Equipamentos de Manuseio.................................................................... 103
♦ Riser de completação .......................................................................... 103
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♦ Drill Pipe Riser.................................................................................... 106
♦ Terminal head...................................................................................... 108
♦ Painel de serviço ................................................................................. 109
♦ Ferramenta da base adaptadora de produção....................................... 109
♦ Ferramenta do tubing hanger (THRT) ................................................ 109
♦ Ferramenta da ANM e capa ................................................................ 109
5.6.8. Árvore de Natal Molhada Horizontal (ANM-H) .................................... 110
a) Conceito .................................................................................................. 110
b) Principais vantagens ............................................................................... 110
c) Outras características .............................................................................. 111
d) ANM-H para poço RJS-477A com BCSS.............................................. 111
♦ Características ..................................................................................... 112
e) ANM-H para Marlim Sul e Roncador .................................................... 112
♦ Características ..................................................................................... 112
f) Discussão sobre ANM-H Petrobrás ........................................................ 113
5.7. Indução de surgência........................................................................................ 116
6. Operações com cimento na completação.............................................. 117
6.1. Compressão de cimento ................................................................................... 117
6.2. Recimentação................................................................................................... 118
7. Fraturamento hidráulico .......................................................................... 121
7.1. Conceituação.................................................................................................... 121
7.2. Histórico do fraturamento hidráulico............................................................... 123
7.3. Procedimento operacional................................................................................ 123
8. Acidificação .............................................................................................. 124
9. Amortecimento de poços......................................................................... 125
9.1. Circulação reversa............................................................................................ 126
9.2. Injeção direta.................................................................................................... 126
9.3. Segregação gravitacional ................................................................................. 127
9.4. Sonolog ............................................................................................................ 127
10. Operações com arame ........................................................................... 128
11. Perfilagem de produção......................................................................... 130
11.1. Production logging tool (PLT)....................................................................... 130
11.1.1. Continuous flowmeter........................................................................... 130
11.1.2. Gradiomanômetro ................................................................................. 131
11.1.3. Fluid density meter............................................................................... 131
11.1.4. Hidrolog ................................................................................................ 131
11.1.5. Perfil de temperatura............................................................................. 132
11.2. Termal decay time log (TDT) ........................................................................ 132
12. Operações com flexitubo....................................................................... 133
13. Operações com nitrogênio .................................................................... 134
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14. Apêndice I Calibração de DHSV ............................................................ 135
14.1. Curva de pressão obtido em oficina............................................................... 135
14.2. Procedimento para fechamento da DHSV ..................................................... 135
14.3. Procedimento para abertura da DHSV........................................................... 135
14.3.1. DHSV sensitiva auto-equalizável ......................................................... 135
14.3.2. DHSV sensitiva não auto-equalizável .................................................. 136
14.3.3. DHSV não sensitiva com nitrogênio..................................................... 137
14.4. Exemplos numéricos...................................................................................... 137
14.5. Considerações ................................................................................................ 138
15. Apêndice II Especificação para tubulações de produção e cuidados de
manuseio....................................................................................................... 139
15.1. Especificação ................................................................................................. 139
15.2. Cuidados no manuseio ................................................................................... 142
15.2.1. Problemas de corrosão em tubos........................................................... 142
15.2.2. Danos mecânicos em tubos................................................................... 143
15.2.3. Montagem da coluna............................................................................. 143
15.2.4. Retirada da coluna................................................................................. 144
16. Apêndice III Poços horizontais.............................................................. 145
16.1. Tipos de equipamentos utilizados nos trechos horizontais ............................ 145
16.1.1. Poço aberto............................................................................................ 145
16.1.2. Liner rasgado......................................................................................... 145
16.1.3. Slotted liner........................................................................................... 145
16.1.4. Wire wrapped screen............................................................................. 146
16.1.5. Prepacked screen................................................................................... 146
16.1.6.Tela sinterizada (Sinterpack) ................................................................ 147
16.1.7. Excluder ................................................................................................ 148
16.1.8. Stratapac................................................................................................ 148
16.1.9. Poroplate ............................................................................................... 148
16.2. Escolha do tipo de equipamento do trecho horizontal ................................... 149
17. Apêndice IV Poço monobore ................................................................. 152
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A Perfuração de Poços no Mar
1
1. A PERFURAÇÃO DE POÇOS NO MAR
1.1. Introdução
A perfuração de um poço de petróleo no mar pode ser executada em duas modalidades
básicas (Figura 1), com características operacionais bem distintas:
• perfuração através de unidade apoiada no fundo do mar (plataformas fixas ou
plataformas auto-elevatórias);
• perfuração através de unidade flutuante (semi-submersíveis ou navios-sonda),
subdivididas em:
• unidades ancoradas;
• unidades com posicionamento dinâmico.
Na perfuração através de unidade apoiada no fundo do mar (plataformas fixas ou
plataformas auto-elevatórias) observa-se uma maior similaridade com a perfuração em
terra firme, pois, não havendo movimentos da plataforma em relação ao fundo do mar,
cada coluna de revestimento se estende até a superfície, onde fica instalado o BOP (ou
ESCP - Equipamentos de Segurança de Cabeça de Poço).
Figura 1 - Tipos de sonda
Para evitar a transferência do peso das porções livres dos revestimentos para a
plataforma, utiliza-se um sistema de apoio próximo ao fundo do mar (conhecido como
sistema mud-line), que permite ainda a desconexão das colunas nos casos de abandono
definitivo ou temporário do poço, e posterior retorno (tie-back). A perfuração nesta
modalidade se dá em lâminas d’água de até 150 m, devido a limitações das unidades de
perfuração.
Na perfuração através de unidade flutuante (semi-submersíveis ou navios-sonda), como
os flutuantes estão em constante movimentação em relação ao fundo do mar, o BOP fica
submerso, conectado à superfície por uma coluna denominada riser. As colunas de
revestimento não se estendem até a superfície, sendo seqüencialmente apoiadas ao nível
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A Completação de Poços no Mar
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do fundo do mar, por meio bases guias e de um conjunto de alojadores e suspensores
denominado SCPS (sistema de cabeça de poço submarino).
Uma série de equipamentos complementares são necessários para possibilitar a
perfuração com flutuantes, como juntas flexíveis (para permitir deslocamentos laterais
da sonda e flexão do riser), junta telescópica para permitir deslocamentos verticais da
sonda, compensadores de movimento para uniformizar as tensões suportadas pelo
guincho com a movimentação vertical da plataforma, tensionadores compensados para
manter constante a tensão no riser e nos cabos guias, linhas auxiliares para circulação
(externamente ao riser de perfuração), conectores hidráulicos para travar/destravar o
BOP na cabeça do poço, equipamentos especiais de manuseio de tubulação (girafas)
devido ao balanço da plataforma, etc.
A perfuração através de unidades flutuantes ancoradas é limitada em função da
capacidade de ancoragem. A maioria das sondas tradicionais pode ancorar em até
300 m. As de última geração podem ser ancoradas em 1000 m de lâmina d’água ou
pouco mais. A perfuração é tradicionalmente feita com sistemas com cabos guia
(guideline - GL) e mais recentemente, com sistemas sem cabo guia (guidelineless -
GLL);
A perfuração através de unidades flutuantes de posicionamento dinâmico (DP’s) é
limitada em função do comprimento do riser de perfuração. Em geral podem operar em
lâminas d’água superiores a 1000 m e é sempre feita com sistemas sem cabo guia
(guidelineless - GLL).
A partir do descobrimento de campos gigantes em águas profundas, a Petrobrás assumiu
uma posição de pioneirismo na perfuração em águas profundas, tendo impulsionado e
liderado o desenvolvimento dos sistemas de cabeça de poço GLL e respectivos
procedimentos operacionais, com soluções sempre pautadas na padronização e na
simplificação de ferramentas e procedimentos.
Como resultado deste esforço, o tempo necessário desde o início do poço até a descida
do BOP foi reduzido de cerca de 20 dias, em meados da década de 80, aos menos de 3
dias atualmente necessários, com isto gerando uma economia significativa em cada poço
perfurado. Agora, o início de poço em águas profundas, originalmente considerado
crítico e dificultoso, tornou-se prático e simples ao ponto de serem suas ferramentas e
procedimentos adotados também em águas mais rasas.
1.2. Sistemas de perfuração mud-line (ML)
As plataformas fixas (ou jaquetas) foram as primeiras unidades de perfuração marítima
utilizadas. São estruturas moduladas (Figura 2) instaladas no local de operação com
estacas cravadas no fundo do mar. Destas plataformas são perfurados (através de um
template) vários poços, sendo um vertical e os demais direcionais, de modo a atingir em
diferentes pontos a zona de interesse (ou diferentes zonas de interesse).
Na perfuração marítima, o revestimento é sempre ancorado no fundo do mar para evitar
sobrecarregamento da estrutura da plataforma, visando garantir sua estabilidade e
facilidade de abandono dos poços. Em poços perfurados com plataformas auto-
elevatórias, os sistemas de suspensão de fundo de mar nos permitem ancorar os
revestimentos logo após a cimentação, abandonar o poço e retornar a ele quando
necessário. Esta operação de retorno é denominada tie-back.
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A Perfuração de Poços no Mar
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Apesar dos revestimentos estarem ancorados no fundo do mar, isto não significa
contudo, que não haverá um cabeçal de superfície. Este porém, terá apenas a função de
vedação secundária e de sustentação do peso dos tubos de revestimentos que se
encontram acima do fundo do mar (riser).
As cabeças de revestimento e os carretéis utilizados no mar, quanto a aspecto e
funcionamento, são idênticos aos equipamentos utilizados em terra.
Durante muito tempo foi utilizado no Brasil o sistema OBS (Ocean Bottom Suspension
System), desenvolvido pela FMC e fabricado no Brasil pela CBV, no qual os
revestimentos descidos ficam ancorados logo acima do revestimento anterior.
Posteriormente aparecerem dois outros sistemas: o ML-C (Mudline Compact) da Vetco
e o SD-1 (Stack-Down) da FMC/CBV. A evolução básica dos sistemas ML-C e SD-1
em relação ao sistema OBS é que a configuração dos sistemas é do tipo stack down, ou
seja, os revestimentos ficam ancorados de uma maneira tal que o revestimento seguinte
fica ancorado mais abaixo que o revestimento anterior.
Resumindo, os sistemas mudline já utilizados pela PETROBRÁS são os seguintes:
• CBV/FMC:
OBS-HO : não permite desconexão na altura do mudline
OBS-C : permite desconexão;
SD-1 : permite desconexão;
• VETCO:
MLC : permite desconexão (padrão internacional);
MLC-B : permite desconexão (adaptado para a Petrobrás).
O sistema OBS, amplamente empregado no passado, está hoje obsoleto, fora de
fabricação, restando alguns poucos conjuntos a serem descidos.
Os sistemas de cabeça de poço submarinos que não necessitam qualquer tipo de
desconexão ao nível do mudline, são aqueles utilizados na perfuração de poços após o
lançamento da jaqueta. Este tipo de perfuração traz dois grandes inconvenientes:
• é necessário aguardar a fabricação da jaqueta para perfuração dos poços;
• a estrutura deve ser robusta o suficiente para suportar a sonda especificada para a
perfuração (sonda modulada - SM) para executar estas operações (basicamente, o
ponto mais crítico é o manuseio das colunas derevestimentos) e o peso acumulado
de todos os trechos não cimentados destas colunas.
Menos usual, porém ainda possível, é a perfuração de poços por uma plataforma auto-
elevatória (PA) com a jaqueta já lançada ou sendo lançada pela própria PA, sendo que
nesta condição todos os procedimentos se equiparam à perfuração com uma sonda
modulada (SM) instalada sobre uma jaqueta.
O desenvolvimento de um campo offshore requer estudos de engenharia detalhados,
muito tempo consumido para construir equipamentos e trabalho offshore caro. Este tipo
de desenvolvimento, com base em plataformas fixas, pode levar quatro ou cinco anos:
estudo, instalação, perfuração, completação, conexão e produção.
Geralmente os estudos de viabilidade técnica e econômica (EVTE) sugerem a
explotação de um campo offshore com a instalação de jaqueta em água consideradas
rasas, já que o aumento da lâmina d’água eleva exponencialmente o custo de aquisição e
instalação da plataforma. O custo de manutenção da produção é sempre inferior para
plataformas fixas (e completações secas) quando comparadas com completações com
árvore de natal molhada (ANM).
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A Figura 3 mostra um sistema de cabeça de poço submarino do tipo mudline (OBS-C)
para programa de revestimento 30" x 20" x 13.3/8" x 9.5/8" x 7".
Figura 2 - Plataforma fixa Figura 3 - Sistema mudline OBS-C
O revestimento de 30" pode ser cravado ou assentado e cimentado após a perfuração do
poço de 36". Este revestimento é descido com o anel de assentamento de 30" (buttweld
sub) soldado ao condutor, numa posição que permita ficar posicionado 2 a 3 metros
abaixo do solo marinho. A função do anel de assentamento é servir de ombro de apoio
para o suspensor de revestimento de 20" e transferir o peso do sistema para o solo
marinho.
Após a perfuração do poço de 26", é descido o revestimento de superfície de 20" e
suspensor, tendo acoplado o sub de assentamento e retorno. No seu perfil interno existe
um ombro de assentamento para o suspensor de 13.3/8" .
Após a perfuração do poço de 17.1/2", é descido o revestimento de 13.3/8" com o
suspensor e sub de assentamento. Após a perfuração do poço de 12.1/4" é descido o
revestimento de 9.5/8", com suspensor e sub de assentamento. Após a perfuração do
poço de 8.1/2" é descido o revestimento de 7", com suspensor e sub de assentamento.
O torque aplicado na coluna quando do tie-back é sempre feito com giro para a direita,
visando evitar desenroscamento da coluna. Para que isto seja possível, adota-se roscas à
esquerda e à direita no suspensor, em posições distintas, respectivamente para o
assentamento e para o retorno. O sub de assentamento terá rosca à esquerda (para
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desenroscar com giro para a direita, no abandono) e o sub de retorno terá rosca à direita
(para enroscar com giro para a direita, no retorno).
A cada revestimento descido corresponde um carretel no cabeçal de superfície, onde
ocorre seu acunhamento e vedação, o que é feito após cada cimentação. Todo o cabeçal
é previamente montado, mesmo sem os revestimentos correspondentes, que são
ancorados após cada fase. Para o acunhamento, o cabeçal é aberto na posição
apropriada, são assentadas as cunhas, é liberado o peso da coluna até seu acunhamento e
só então é feito o corte do revestimento, o encamisamento de seu topo com a bucha de
vedação e o reaperto do carretel.
1.3. Sistema de perfuração com cabos guia (GL)
O sistema com cabos guia (ou, do inglês, guideline) é o sistema de convencional de
perfuração com flutuantes, que faz uso de 4 ou 6 cabos guias, normalmente com
diâmetro externo (OD) de 3/4”, ligando a unidade flutuante (semi-submersível ou navio-
sonda ancorados) à cabeça do poço.
As plataformas semi-submersíveis se caracterizam por serem lastreadas na locação, com
grande volume submerso, de modo a possuir boa estabilidade durante as operações. Este
arranjo tem por finalidade possibilitar as operações em condições de mar mais severas,
já que um grande volume submerso aumenta a inércia e o amortecimento hidrodinâmico
dos movimentos de balanço (roll ) e arfagem (pitch), sendo o movimento crítico de uma
semi-submersível o de translação vertical (heave).
Nos sistemas mais antigos (SG-1, SG-5, SG-6, etc), o primeiro equipamento a ser
descido quando se perfura através de uma semi-submersível ancorada é a Base Guia
Temporária (BGT) (Figura 4), através da qual a broca de 36" é guiada. Para descer a
base guia temporária utiliza-se a ferramenta de descida, coluna de perfuração e quatro
cabos guias. Após descer a base guia temporária, a ferramenta de descida é liberada,
retirando-se peso da coluna de perfuração e girando a ferramenta para a direita. Uma
articulação utilizada na ferramenta de descida, permite sua liberação, mesmo com a
BGT desalinhada 10o da horizontal.
A seguir perfura-se a fase de 36". Um dispositivo denominado EGU (estrutura guia de
utilidades / utility guide frame) (Figura 5) é instalado ao redor da coluna de perfuração,
usando duas guias posicionadas nos cones guias da EGU. Isto feito, todo o conjunto é
descido e encaixado na BGT para iniciar a perfuração. A EGU pode ser retirada após a
primeira conexão. Após perfurado a fase de 36", é descido a base guia permanente
(BGP) (Figura 6) pelos quatro cabos guias descidos com a BGT. Os cabos guias correm
pelo interior dos postes da BGP.
O revestimento de 30" e a BGP são descidos como uma só unidade e apoiados na BGT.
A BGT possui em seu projeto, um dispositivo denominado gimbal, através do qual,
possíveis desnivelamentos da BGT (até 10 graus) não atrapalhem o nivelamento
necessário da BGP a ser descida em seguida. Descido o condutor de 30", é feita uma
circulação antes de sua cimentação. O revestimento de 30" é então cimentado da sapata
até o fundo do mar, sendo a ferramenta de descida liberada por rotação à direita. Como
alternativa para a perfuração da fase de 36", o revestimento de 30" pode ser jateado no
fundo do mar. Para que se use esse método, é necessária a presença de sedimentos
macios no fundo.
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A próxima fase a ser perfurada é a de 26", para assentamento do revestimento de
superfície de 20". Caso esta fase seja perfurada sem retorno, a broca de 26" deve ser
descida, através do condutor de 30", com auxílio da estrutura guia de utilidades, de
maneira semelhante à perfuração da fase de 36".
Figura 4 - Instalação da base guia
temporária (BGT)
Figura 5 - Perfurando a fase de 36”
Figura 6 - Instalação da base guia permanente (BGP)
Após a perfuração desta fase, o housing de alta pressão é descido solidário ao
revestimento de 20" (Figura 7), adaptando-se ao formato da base guia permanente
(BGP), no qual é fixado através da placa de cobertura (cover plate). O housing é fixado
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ao condutor de 30" através de um anel de travamento. Na sequência é instalado o BOP
submarino (Figura 8) e as demais fase são perfuradas.
Figura 7 - Descida do housing de alta
pressão e revestimento de 20” Figura 8 - Instalação do BOP submarino
Os sistemas de cabeça de poço submarino (SCPS) com cabos guia, já utilizados na
Bacia de Campos, são os seguintes:
Tabela 1 - Sistemas GL já instalados no E&P-BC
Fabricante Sistema 16.3/4” 18.3/4” Pressão (ksi)
VETCO HB3 (STD) x 5
SG1 - 21.1/4”&13.5/8” 2 e 5
SG1 - 20.3/4”&13.5/8” 3 e 10
SG4 - 21.1/4” 10
SG5 x x 10
SG6 x 15
MS-700 PB x x 10 e 15
FMC\CBV UWD1 x x 10
UWD2 x 15
NATIONAL/ SKI (STD) x 10
EQUIPETROL SKII x 10
SB x 10
HUGHES CH2 x 10
CH3 x 10
CAMERON WS-I x 10
WS-II M x 10
WS-II M x 15
STC-10 x 10
DRIL QUIP SS-10 x x 10
(STD) standard SS-15 x x 15
Uma sonda de perfuração normalmente é equipada com ferramentas de manuseio de um
único sistema de cabeça de poço submarino(SCPS). Portanto, o sistema de cabeça do
poço submarino é definido no momento da escolha da sonda que vai perfurar o poço,
sendo normalmente função do preventor de erupções (BOP) existente na sonda.
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O alojador de alta pressão, embora seja basicamente um elemento componente do
sistema de cabeça de poço submarino (SCPS), instalado durante a perfuração, apresenta
grande importância para a completação, pois é o elemento que permite a reentrada no
poço, provendo inclusive a vedação com os conjuntos de reentrada (BOP, ANM ou base
da linhas de fluxo).
Os suspensores de revestimento (casing hangers) são os elementos responsáveis pela
fixação dos revestimentos no interior do alojador de alta pressão (housing). Esta fixação
se dá devido à preparação interna da parede do housing, isto é, através de ranhuras
adequadamente posicionadas, onde se apoiam os suspensores.
Uma sequência padrão de revestimentos, a ser descido em cumprimento a um programa
de perfuração é: 30", 20", 13.3/8" e 9.5/8".
1.4. Sistema de perfuração sem cabos guia (GLL)
O sistema sem cabos guia (ou, do inglês, guidelineless) é aquele em que não são
empregados cabos guias ligando a unidade flutuante à cabeça de poço. São usados em
lâminas d’água profundas na perfuração a partir de unidades flutuantes que fazem uso
de sistema de posicionamento dinâmico (DP). Estas unidades flutuantes não empregam
sistema de ancoragem, e sim, um conjunto de thrusters controlados por computador que
mantém a unidade posicionada sobre a vertical do poço, posição esta demarcada pela
emissão de sinal a partir de refletores acústicos (beacons) instalados no fundo do mar.
Estes sistemas de perfuração também vêm sendo empregados por unidades flutuantes
ancoradas, sendo inviável o oposto, ou seja, unidades de posicionamento dinâmico
fazerem uso de sistemas com cabos guia.
1.5. A perfuração com uso de templates
O template é o gabarito submarino a partir do qual são furados os poços da plataforma.
A perfuração com uso de template pode ser realizada tanto por uma unidade flutuante,
quanto por uma unidade apoiada no fundo do mar, não esquecendo que os sistemas de
perfuração são distintos.
Figura 9 - Template
O template é instalado, com auxílio de uma barcaça ou uma semi-submersível, no local
designado para a plataforma e fixado ao solo, de modo geral por estacas. Tais estacas
também mantém a estrutura na horizontal, por meio de macacos hidráulicos, que travam
o template sobre as estacas.
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Para a perfuração dos poços, o condutor de 30" é descido junto com o housing de 30" e
ligado ao template, recebendo mais tarde o housing de 18.3/4" no qual os suspensores
(casing hangers) dos revestimentos seguintes são ancorados e o BOP de perfuração é
conectado.
A Petrobrás aplicou este princípio recentemente nos Campos de Carapeba, Pargo e
Vermelho, do Polo Nordeste da Bacia de Campos, onde cerca de 120 poços foram pré-
perfurados com o uso de cinco templates a partir de plataformas semi-submersível (SS's)
enquanto as cinco plataformas estavam sendo construídas. Estas plataformas foram
então ajustadas sobre os templates e os poços conectados à superfície.
As características e vantagens de utilização do template estão listadas a seguir:
• permite fácil localização dos poços;
• fornece espaçamento regular;
• fornece guia vertical para as árvores de natal, caso se faça opção por completação
com árvore de natal molhada num template-manifolde;
• permite atingir diferentes objetivos determinados pelos estudos de reservatório,
através de poços desviados;
• possibilita a instalação da plataforma fixa sobre o template;
• possibilita a conexão dos poços pré-perfurados com a superfície através de risers ;
• pode ser também usado para guiar as estacas externas que serão usadas como guias
na instalação da plataforma fixa;
Vale lembrar que a perfuração direcional faz com que as operações sejam mais longas e
caras do que se fossem perfurados poços verticais, considerando que há maiores
possibilidade de: perda de equipamento, perda de circulação, prisão diferencial,
repetidas descidas para medida de desvio, chavetas, etc.
Estes problemas são bem conhecidos quando em operações terrestres ou em plataformas
fixas. Apesar disto suas soluções permanecem delicadas.
1.6. A evolução dos equipamentos e sistemas de
cabeça de poço (SCPS) no Brasil
1.6.1. Filosofia de desenvolvimento
Até o primeiro semestre de 1984, a PETROBRÁS importava parte dos equipamentos e
da mão de obra necessária para instalar os sistemas de cabeça de poço no Brasil. Os
sistemas eram comprados com base no desempenho dos mesmos no mercado
internacional, onde eram instalados por técnicos dos próprios fabricantes. A partir do
segundo semestre deste mesmo ano a PETROBRÁS iniciou a instalação dos
equipamentos de cabeça de poço através do seu próprio corpo técnico.
No decorrer destes 10 anos, com o aumento da perfuração em lâminas d'águas
profundas, deficiências foram sendo encontradas nos equipamentos e nos procedimentos
operacionais dos sistemas que estavam sendo utilizados, acarretando perda de tempo de
sonda e dificultando o trabalho do homem no campo. Diante disso, a PETROBRÁS
adotou uma postura de não mais conviver com sistemas deficientes e/ou ultrapassados.
Passou-se então a cobrar do fabricante alterações de projeto ou mesmo a apresentação
de novos sistemas.
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Hoje a PETROBRÁS acumula a experiência inédita na instalação de cabeças de mais de
800 poços (aproximadamente 6000 operações) envolvendo 23 sistemas diferentes com
suas respectivas ferramentas e procedimentos operacionais .
1.6.2. Os SCPS utilizados na Petrobrás
a) Para unidades flutuantes
• VETCO: HB-3, SG-1, SG-4, SG-5, SG-6 e MS-700 10 PB
• HUGHES: CH-2 e CH-3
• CBV/FMC: UWD-I e UWD-II
• CAMERON: WS-1, WS-II M e STC-10
• NATIONAL/EQUIPETROL: SKI, SKII e SB
• DRIL-QUIP: SS 10 C
b) Para unidades apoiadas no fundo do mar
• CBV/FMC: OBS-C, OBS-HO e SD-I
• VETCO: MLC e MLC-B
• NATIONAL/EQUIPETROL: GDS
1.6.3. Classificação dos SCPS
Com uma visão didática, os SCPS podem ser classificados em 3 grupos: os sistemas
ultrapassados, os sistemas intermediários e os sistemas de última geração.
a) GRUPO I - Sistemas ultrapassados
Estes sistemas não são mais utilizados no Brasil e nem no mercado internacional:
HB-3 (1º SCPS DO MUNDO)
• SG-1
• SG-4
• CH-2
• CH-3
• UWD-I
• UWD-II
• WS-I
• WS-II M
• SK-I
• SK-II
Sistemas como os da VETCO (HB-3, SG-1 e SG-4) foram muito utilizados no Brasil e
também no exterior na década de 70, no Brasil chegando até 1984. Concebidos para
utilização em lâminas d'água rasas até 200m, que atendiam as necessidades daquela
época, os sistemas eram importados e instalados por técnicos do próprio fabricante,
portanto não sofriam alterações no sentido de melhorá-los.
A seguir são apresentadas características de alguns destes sistemas.
♦ HB-3
• Sistema 16.3/4";
• Necessidade de alargamento para descer revestimento 13.3/8";
• Não era para H2S;
• Máxima pressão de trabalho de apenas 5000 psi;
• Existia uma ferramenta para cada diâmetro de suspensor (não era universal);
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• O anel de travamento do suspensor era localizado no alojador de alta pressão, e em
caso de destravamento resultava em operação morosa e difícil;
• Inúmeras vezes o anel de travamento do suspensor era arrancado pela luva do
revestimento 13.3/8" durante a descida;
• Em caso de recuperação do pack-off, parte do mesmo ficava no poço;
• Sistema torque-set;
♦ SG1
• Necessita de dois BOP'S (21.1/4" e 13.5/8");
• Duas colunas de risers;
• Dois alojadores de alta pressão 13.5/8" para 5000 e 10000 psi;
• Problemas na recuperação do pack-off;
• Elevado númerode ferramentas;
• Não era para H2S;
• Sistema torque-set.
Os demais sistemas vieram posteriormente e foram sendo utilizados ao longo da década
de 80, cada um trazendo alguma novidade em termos de ferramenta e/ou equipamentos.
As limitações de cada sistema foram aparecendo e tornavam-se maiores à medida que
aumentava a necessidade de perfurar em lâminas d'água mais profundas. Inúmeras
alterações foram sendo sugeridas pela PETROBRÁS aos fabricantes no sentido de
melhorar os sistemas e consequentemente diminuir o tempo de instalação tornando-os
mais confiáveis e seguros.
Os fabricantes acatavam as sugestões e as incorporavam no produto, alterando o projeto
original, e o sistema passava a ter nova sigla. Por exemplo: UWD I para UWD II, WS-I
para WS - II M e SK-I para SK-II.
Com o passar do tempo chegou-se no limite das alterações e ainda o produto se
apresentava deficiente, não atendendo as exigências mínimas, tanto é que hoje são
considerados ultrapassados.
A convivência com estes sistemas, teve seu lado benéfico, pois eles foram o grande
laboratório para os técnicos da PETROBRÁS que aprenderam a desenvolver o senso
crítico e a sugerir alterações do projeto.
b) GRUPO II - Sistemas intermediários
Envolve sistemas já concebidos com uma nova filosofia de projeto, sendo ainda
utilizados no mercado internacional e até pouco tempo, no Brasil. Podem ser
subdivididos em sistemas torque-set e sistemas weight-set. Estes termos referem-se ao
modo de energização do conjunto de vedação, respectivamente por aplicação de rotação
ou de peso, sendo esta a alternativa mais moderna.
São os seguintes os sistemas torque-set:
• SG-5 (= 160 cabeças de poço utilizadas)
• SG-6
São os seguintes os sistemas weight-set:
• STC-10 (apenas 11 cabeças utilizadas - não aprovou)
• SB (apenas 23 cabeças utilizadas - não aprovou)
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O SG-5 foi o mais utilizado por muitos anos na PETROBRÁS e tinha motivos técnicos
para isto:
• sistema confiável;
• ferramentas simples e em pouco número;
• quantidade pequena de sobressalentes;
• a mesma ferramenta para todos os suspensores (dita então “universal”);
• conjunto de vedação universal (CVU);
• perfil externo dos suspensores eram iguais, permitindo por exemplo assentar o
suspensor 9.5/8" no lugar do de 13.3/8" sem nenhuma alteração;
• equipamentos de emergência [emergency seal assembly (ESA), external pack-off
(EPO)].
Entretanto mesmo com todo este potencial, o sistema sofreu inúmeras alterações a
pedido da PETROBRÁS e acatadas pela VETCO, que permitiram o sistema sobreviver
até 1990 (último descido jan/94).
Entre as alterações mais importantes podem ser citadas:
• o conjunto de vedação universal passou do tipo T para o tipo LTR (torque para
low torque retrievable);
• o tipo torque para ser energizado precisava de um torque mínimo de 18000 a
20000 lb.pé e quando recuperado parte do mesmo ficava no poço. O
LTR, além de precisar um torque menor para energizamento (14000 a 16000
lb.pé) era recuperado integralmente evitando pescaria;
• a ferramenta de recuperação do conjunto de vedação universal (CVU) passou a ter
pino na extremidade inferior permitindo a utilização de cauda (melhor
centralização);
• o emergency seal assembly (ESA) que anteriormente necessitava de enroscamento
total para promover vedação (3.1/2 a 4 voltas) passou a fazê-lo com apenas 1 volta
(abertura de mais dois canais para o-ring na extremidade inferior). Sofreu rebaixo no
ombro, permitindo assentá-la mesmo com conjunto de vedação universal (CVU)
acima da posição;
• a ferramenta de recuperação do conjunto de vedação universal (CVU) passou a ter
trava no sub superior, evitando que o mesmo viesse a desenroscar do corpo quando
do giro à esquerda para desenroscar o conjunto de vedação universal (CVU);
• a ferramenta do alojador de alta passou a ter perfil tipo CAM-ACTUATED,
eliminando a rosca. Este perfil hoje é padronizado para todos as fabricantes;
• com a alteração, a ferramenta do alojador passou também a testar o BOP a baixa
pressão;
• para teste do BOP com alta pressão, o sistema contava apenas com o test plug,
ferramenta que não isola o conjunto de vedação universal (CVU) durante o teste,
dando margem a dúvidas no caso de vazamentos. Partiu-se então para a criação da
ferramenta de teste do BOP tipo II, que além de isolar o conjunto de vedação
universal (CVU) pode ser assentada sobre as buchas de desgaste;
• fabricou-se uma ferramenta estampadora, para permitir verificar o desnível entre o
topo do suspensor e o topo do conjunto de vedação universal (CVU) garantindo o
total enroscamento do mesmo;
• o anel de travamento do suspensor passou a ser fixado por 3 parafusos em canal
oblongo, evitando a queda durante a descida do revestimento.
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Mesmo com todo o suporte que as alterações forneceram ao sistema, a filosofia do
mesmo não poderia ser mudada (torque-set). Este foi o fator que inviabilizou o SG-5 no
Brasil já a partir de 1990. Para energizar o conjunto de vedação universal (CVU) eram
necessários 8,5 voltas e o torque final em torno de 16000 lb.pé, condições que vão
ficando mais críticas e inseguras a medida que se aumenta a lâmina d'água. O caminho
então era a utilização de sistemas em que o CVU fosse energizado por peso ao invés de
torque, os chamados sistemas weight-set.
No intuito de selecionar e balizar tecnicamente a compra de SCPS, os técnicos da
Petrobrás sentiram a necessidade de criar um mecanismo que facilitasse o setor de
compras a adquirir sistemas que realmente fossem melhores tecnicamente e não
simplesmente mais baratos. Este mecanismo resultou em um documento com 193
folhas chamado de RM (requisição de material).
Na RM, a Petrobrás especifica detalhadamente:
• todos os equipamentos (incluindo protetores);
• todas as ferramentas (incluindo protetores);
• manual de operação e manutenção (MOM) (como deve ser elaborado);
• skid para acondicionar as ferramentas;
• características gerais obrigatórias;
• treinamento e teste de campo;
• procedimentos de teste de fábrica (PTF);
• relação de desenhos (30 dias após AFM).
Em meados de 1991 a PETROBRÁS começou a ter problemas de estoque de SCPS,
devido principalmente aos planos lançados pelo governo que fizeram com que a
empresa interrompesse os processos de compra. Este aspecto trouxe um efeito colateral
muito negativo, pois as compras dos SCPS tiveram que ser feitas considerando como
principal fator o prazo de entrega e não qualidade técnica, ou seja, teríamos que passar
por cima da RM.
Para suprir o estoque a PETROBRÁS comprou 23 cabeças short body (NATIONAL
OILWELL) e posteriormente 11 cabeças STC-10 (COOPER OIL TOOL). Estes
sistemas foram utilizados inicialmente nos campos de Marlim e Albacora a partir de
junho de 92 com o short body e em 1993 o STC-10. A lâmina d'água em alguns dos
poços chegou a 952m expondo estes equipamentos a uma nova realidade operacional.
Tanto o SB como o STC-10 eram sistemas novos mas que traziam consigo muitas
características de sistemas ultrapassados como o SEA KING e o WS-II M fabricados
respectivamente pela NATIONAL OILWELL e COOPER OIL TOOL.
As dificuldades e deficiências foram aparecendo principalmente com as ferramentas
que, expostas a uma viagem longa dentro do riser, ficavam impregnadas de argila e
cascalho, comprometendo o mecanismo.
Ferramentas como a STMPT (SB) e a CHSART (STC10) que deveriam assentar o
suspensor e energizar o conjunto de vedação universal em única manobra não
funcionaram a contento, obrigando a descida e energização do conjunto de vedação
universal (CVU) em outra manobra, com ferramenta exclusiva.
Outros fatores a considerar:
• Falta de dupla centralização (ferramenta do alojador/SRS).
• Pinos de cisalhamento sem controle de qualidade e de diferentes tamanhos (carga de
cisalhamento muito diferente da especificada).
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• Ferramenta do alojador de alta com anel de travamento integral (sensível a off-set,
ficava presa).
• Ferramentas sem voltas mortas (acumulo de torque e dificuldade de liberação).
• Ferramenta de teste do BOP (isoladora) selo ficava no poço, mecanismo
comprometido.
• Não havia dupla área de fuga para argila e cascalho .
• Conjunto de vedação universal (CVU) sem vedação metal-metal (STC-10).
Todos estes fatores somados a outros não citados, contribuíram para que o custo de
instalação devido ao tempo perdido superasse o custo de aquisição dos sistemas,
confirmando definitivamente que a compra de um sistema de cabeça de poço submarino
deve ser feita balizada na RM e que só através deste mecanismo é possível adquirir um
produto de qualidade, confiável e que facilite o trabalho do homem no campo.
Atualmente tanto o SHORT BODY como o STC-10 estão desqualificados
tecnicamente.
c) GRUPO III - Sistemas de última geração
Estes sistemas já foram comprados sob uma nova filosofia, ou seja, baseado na
requisição de material (RM) onde são citadas todas as características para que o sistema
possa apresentar uma boa performance no campo.
São estes:
• MS 700 10 PB / ABB-VETCO GRAY
• SS 10-C / DRIL-QUIP
As principais características destes sistemas são:
• totalmente weight-set;
• permite testar o BOP à pressão máxima de teste (PMT) em qualquer fase do poço
com ferramenta isoladora e/ou TPU, assentada: diretamente no alojador de alta, no
suspensor de revestimento e nas buchas de desgaste;
• permite testar o BOP mesmo com o terceiro suspensor instalado;
• permite descer a bucha nominal (BN) instalada no alojador de alta e testar o BOP a
PMT;
• possui sub de desconexão rápida e sub testador, permitindo também o teste da
gaveta cega do BOP;
• conjunto de vedação universal metal/metal e totalmente recuperável em única
manobra;
• a força necessária para atuar (energizar) o conjunto de vedação universal (CVU) é
gerada através da pressão;
• o suspensor de revestimento possui dupla centralização e perfil de topo inclinado
para dentro, eliminando problemas de desalinhamento e apoio de material estranho
(lâminas de centralizador);
• possibilidade de assentar o suspensor de revestimento (casing hanger) 9.5/8" no
lugar do 13.3/8" com simples adaptação (anel de apoio);
• em poços onde não é descido o revestimento de 13.3/8" é possível assentar o
suspensor de revestimento 9.5/8" no alojador mantendo a altura com o uso do
suspensor simulado.
• ferramentas com voltas mortas e dupla centralização evitando acúmulo de torque e
de fácil liberação;
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• dispositivo anti-torque (DAT);
• ferramentas exclusivas desenvolvidas (conjunto de vedação universal (CVU) e
casing patch);
• equipamentos de emergência (CVE e EVE);
• utilização de anel tripartido e/ou aplicação de material especial, transformam o
alojador de alta pressão de 10000 para 15000 psi sem perder as capacidades
mecânicas.
Em abril de 94 foi utilizada a primeira cabeça da DRIL QUIP SS 10-C 16.3/4” sendo
que nesta data o sistema MS 700 10 PB da VETCO, 30 cabeças de poços tinham sido
descidas, entre os sistemas 18 e 16.3/4' em lâminas d'água de até 1801m (1BAS102 -
NS-14). Alguns problemas foram observados apenas com a ferramenta isoladora de
teste do BOP e a ferramenta de recuperação das buchas (SPEAR). O fato de apresentar
poucos problemas torna a sua instalação rápida, diminuindo muito o custo de instalação
pois quase não há tempo adicional (perdido).
Os custos de aquisição e instalação deste sistema, quando comparados com um do
GRUPO II como o SB ou o STC-10, apresentaram redução média de aproximadamente
40% (passando de US$ 296,000.00 para US$ 177,000.00).
1.6.4. Evolução da BGP até a BGP-R 1100A
As bases começaram ser fabricadas no Brasil no ano de 1974 pela VETCO (1°
fabricante no mundo) e pela EQUIPETROL (licenciada pela VETCO), e tinham como
características:
• postes fixados através de parafusos;
• perfil do topo dos postes standard;
• nivelador sólido com ombro de apoio para alojador de 30";
• cover plate com 12 parafusos para fixar a base no alojador de 30";
• rasgos em "V" para encaixe no anti-rotacional do alojador de 30" (para coincidir
furos de retorno).
Com essas características era impossível recuperá-la e para trocar um poste em caso de
empeno era necessário o uso de mergulhador e mesmo assim a operação não era
simples, pois como na época não se fazia mergulho saturado, o tempo máximo dentro
d'água era de no máximo 45 minutos para lâminas d'água de até 100m e dependia
também da luz do dia, condições de mar e correnteza. Como agravante muitas vezes a
base dos postes onde estava situado os parafusos se encontrava totalmente encoberta por
cimento e cascalho dificultando a ação do mergulhador e uma simples troca de postes
durava dias.
Como o topo dos postes eram standard, se algum cabo arrebentasse, a conexão remota
era impossível. Em 1985 o topo dos postes foi padronizada para perfil GL-4 HUGHES,
o que permitia a conexão remota do cabo sem qualquer interferência de mergulhador.
Mas esta padronização não se apresentava suficiente, pois persistia o problema da troca
do poste, bem como vislumbrava-se recuperar integralmente a base, o que resolveria
definitivamente os problemas em templates.
Em parceria com os fabricantes (principalmente VETCO e EQUIPETROL) iniciou-se o
desenvolvimento de mecanismos que pudessem eliminar todos os problemas.
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Associando as idéias dos técnicos PETROBRÁS com as novidades trazidas pelos
fabricantes chegou-se a marca de 09 gerações de base. Embora apresentando bons
resultados, o sistema ainda poderia evoluir. A partir deste ponto a VETCO não mais se
interessou na evolução das bases e a EQUIPETROL não conseguia nos atender, tal era
a velocidade das alterações.
A CBV/FMC, já na década de 90, apresentou o desenho de uma nova base, com o
nivelador integral e uma revolucionária forma de travamento entre base e alojador de
30". Com a filosofia de parceria, foram passados à CBV todos os estudos
PETROBRÁS, inclusive o desenho dos rasgos dos postes que os tornavam auto-lock
com segurança. Finalmente, após inúmeras interações, obteve-se a 11° geração de base
chamada de BGP-R 1100A, que passou a ser o produto standard da CBV/FMC no
mercado internacional.
O alojador de 30", que também é padronizado, foi adaptado para esta base, provendo
uma larga flexibilidade operacional, sendo possível a partir da superfície:
• conexão remota dos cabos;
• troca de qualquer poste;
• recuperação integral da base;
• reassentamento da base, inclusive orientando-a;
• recuperação da capa e assentamento da base de abandono em única manobra;
• reassentamento da base e recuperação da capa de abandono em única manobra.
A recuperação da base não implica em manobra adicional e dispensa a substituição de
sobressalentes para a reutilização. Além, dessas características vantajosas, obteve-se
também a otimização em formas de quantidade de matéria prima utilizada na confecção
das bases, resultando em menores custos de aquisição.
Um grande número de bases (35 bases até 1994) já foram recuperadas e reutilizadas em
outros poços, reduzindo grandemente os pedidos de compra de bases, com substancial
economia para empresa.
1.6.5. Jateamento do revestimento de 30"
Jatear um tubulão para servir de sustentação inicial da cabeça de poços submarinos e
perfurar a fase seguinte em única descida, utilizando-se uma ferramenta "Duplo-J" é
uma operação rotineira na Petrobrás desde 1985. Inicialmente, este procedimento foi
utilizado apenas nos poços em águas profundas, com tubulão e alojadores de diâmetro
48" e 14 metros de comprimento, sendo que este tubulão era de difícil manuseio.
Em 1988 passou-se a utilizar o tubulão e alojador de 46", que passa pela mesa rotativa,
porém mantém algumasdificuldades operacionais. Os tubulões de 48" e 46" eram
descidos juntamente com a BGT e posteriormente a BGP/funil guia era descido com o
revestimento de 30".
Em agosto de 1992, passou-se a operar apenas com uma base guia, chamada BUP (base
única de perfuração) que é descida juntamente com o alojador e tubulão 42", através de
ferramenta DUPLO-J que possibilita, além do jateamento, perfurar a fase 36", com
broca de 26" e hole opener de 36", com uso de motor de fundo para prover rotação à
broca.
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Figura 10 - BGP-R 1100A
Cimentar o revestimento de 30" é problemático, pois as formações superficiais (até 60m
abaixo do fundo do mar), não suportam o peso da pasta de cimento, não garantindo
assim a sustentação da cabeça do poço. Em algumas áreas aguardava-se pega da pasta de
cimento por até 24 horas, para garantir a estabilidade da cabeça do poço.
Operações de jateamento do revestimento de 30" (até 120m) são realizadas no Mar do
Norte e no Golfo do México desde 1980, porém as ferramentas utilizadas não permitiam
a perfuração da fase seguinte.
Em 1985 a ABB VETCO GRAY INC. , desenvolveu a ferramenta "Drill-ahead Tool"
(Projeto Jolliet - Golfo do México), que possibilitava o jateamento do revestimento de
30" e a perfuração do poço 26" em única descida. Após o jateamento, o mecanismo de
liberação que permite perfurar avante não funcionou. Esta ferramenta, além de jatear,
possibilitava cimentar o revestimento de 30". Foram feitas 3 revisões no projeto
original, as quais não solucionaram todos os problemas operacionais.
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Tentou-se implantar no template de Enchova Oeste, em 1988, a perfuração seriada, que
consiste em iniciar a perfuração de 3 a 5 poços, até a instalação do revestimento de 20".
O BOP seria descido apenas uma vez, para concluir a perfuração dos poços já iniciados.
A idéia baseava-se no Projeto Jolliet/CONOCO - Golfo do México. Dificuldades
técnicas (falta de ferramentas para jatear o revestimento de 30") e estudos econômicos
inviabilizaram a idéia na época. A perfuração seriada foi retomada em 1996, sem o uso
de template, em poços próximos, mas independentes.
A PETROBRÁS e a ABB VETCO GRAY BR iniciaram em 1989 o desenvolvimento de
uma ferramenta exclusiva para jatear o revestimento de 30" e perfurar a fase de 26" em
uma única descida. Este projeto foi batizado JET-CAM. Foram adquiridas duas
ferramentas, com preço unitário de US$ 120,000.00, entregues no 2° semestre de 1992.
Em abril de 1993 o CENPES concluiu os estudos das formações superficiais
encontradas na Bacia de Campos e concluiu que o atrito lateral destas formações com o
revestimento de 30" jateado suporta todos os esforços gerados na cabeça do poço,
provendo sustentação suficiente e mais efetiva que quando cimentado. Estes estudos
concluíram que eliminando-se o apoio da base guia e o tubulão 42", seria necessário
pelo menos 2 juntas (24m) de revestimento 30" x 1.1/2", X-56, como extensão do
alojador de 30". Também a extensão do alojador de alta pressão foi padronizada em 20"
x 1", X-56. As limitações geradas (offset máximo de 3" e tração máxima do BOP de
290000 LB) não inviabilizam a operação de jateamento.
Em maio de 1993, com a perspectiva de paradas de algumas sondas devido falta de
equipamentos (bases e alojador 42") e já dispondo da JET-CAM , colocou-se em prática
esta técnica. No poço 3-BR-2-RJS (NS11), em lâmina d’água de 687m, após o
jateamento do revestimento de 30" (36m) não foi possível perfurar avante. A geometria
do J-SLOT dificultava a liberação do mandril da ferramenta, impedindo perfurar avante
e gerando overtorque no sistema de liberação JET-CAM x alojador de 30".
A PETROBRÁS sugeriu à ABB VETCO GRAY BR modificar o J-SLOT e criar o
dispositivo anti-torque (DAT). O fabricante implementou as modificações propostas em
tempo recorde (35 dias). Nos poços seguintes a JET-CAM funcionou a contento, tendo
porém incorporado algumas pequenas modificações para otimizar seu desempenho
(aletas na base para facilitar reentrada, eliminação de cantos vivos no topo da luva
atuadora, etc.).
Devido a dificuldades, principalmente em águas profundas (transmissão do torque para
liberar JET-CAM), o procedimento operacional também foi otimizado. Passou-se a
liberar a JET-CAM através do KELLY de perfuração e mesa rotativa. Como efeito
colateral, passou-se a liberar e reentrar com a JET-CAM no alojador de 30", logo após
concluído o jateamento do revestimento, para efetuar as conexões necessárias para
perfurar avante. Este é o procedimento utilizados em sondas que não dispõem de TOP
DRIVE. Hoje, a operação de jateamento é rotineira. Devido a quantidade de sondas em
operação, foi necessário adquirir mais ferramentas.
Foi também desenvolvida a 2a geração de ferramentas JET-CAM, que já incorporam a
experiência de campo após mais de 35 poços jateados. Esta 2a geração de ferramentas
possui inovações que tornaram as operações mais rápidas e seguras. Foram entregues 2
ferramentas em maio de 1994 que possuem as seguintes características:
• dispositivo anti-torque automático, que permite reconexão no alojador dispensando
manobra;
• voltas mortas, que evita overtorque na liberação;
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• geometria de topo e base, que permite a reconexão da ferramenta e facilita a
passagem pela mesa rotativa;
• sistema de liberação de baixo torque, onde a luva atuadora está livre do momento
fletor gerado pelo offset sonda x poço e/ou correnteza, devido dupla centralização
entre mandril e o corpo;
• suporte para indicador de nível, que possibilita a monitoração da inclinação, quando
jateando sem base guia em poços isolados ou templates (BOP com funil down) e
também em plataforma auto-eleváveis;
• sistema reserva (back-up) para acionar sistema de liberação (luva atuadora);
• camisa "J" do mandril de fácil liberação, para perfurar avante (apenas torque reativo
do motor de fundo), com reconexão automática;
• maiores capacidades mecânicas para jatear à tração ou compressão;
• fácil manutenção, pois componentes que sofrem desgaste são substituíveis;
• a reentrada/reassentamento no alojador de 30", independe de orientação para alinhar
os furos de retorno.
Esta técnica, corretamente aplicada, além de otimizar a sustentação da cabeça do poço
submarino, proporciona uma significativa economia de tempo na perfuração dos poços,
com consequente redução de custos. Também facilita a perfuração de poços em talude.
A operação de jateamento do revestimento de 30", com uso da base de jateamento
(BAJA - Figura 11), dispensa a utilização da BUT (sistema GL), tubulão e alojador 42",
sapata flutuante 30", cimentação do revestimento de 30" e aguardo do tempo de pega da
pasta de cimento, e ainda elimina uma manobra completa com reentrada no poço
(perfuração da fase 26"). Além de reduzir o apoio logístico, o jateamento proporciona
uma redução média de 30 horas/poço, para poços em lâmina d’água de 1.000 metros.
A evolução desta técnica dispensará a utilização de bases guia, e provavelmente
eliminará o sistema de perfuração submarina com cabos guia, bastando para isto
desenvolver veículos de operação remota (ROV) de maior potência, funil down para os
BOP's e automatizar/modernizar os sistemas de navegação e posicionamentos das
unidades de perfuração marítima.
1.6.6. O sistema 16.3/4 " com broca de 16"
No sistema 16.3/4", o menor diâmetro interno no alojador de alta pressão era de
15.3/16", o que implicava em perfurar a fase com broca de 14.3/4" e depois alargar para
17.1/2", possibilitando a descida do revestimento 13.3/8".
Posteriormente para ganhar tempo passou-se a perfurar e alargar simultaneamente, mas
os inúmeros problemas persistiam e o tempo (custo) para completar a fase ainda eram
exageradamente altos. Os principais fatores que contribuíam para isto era:• quebra dos pinos dos braços do alargador (underreamer) deixando os braços no
poço;
• maior número de manobras devido a limitação de horas de rotação dos braços
cortadores;
• devido o alto tempo de perfuração/alargamento as condições mecânicas dos poços
ficavam comprometidas (tempo de alargamento era o dobro do tempo de
perfuração);
• necessidade de descida da ferramenta de perfilagem tipo caliper;
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• na retirada da coluna do poço, após completar a fase, não era possível jatear a cabeça
do poço e isto muitas vezes contribuía na perda de manobra na recuperação da bucha
de desgaste.
Figura 11 - Base de jateamento (BAJA) com alojadores de baixa (30”)
e de alta pressão
Em poços direcionais a operação de alargamento se torna muito mais difícil e
extremamente delicada visto que o KOP e o BUILD UP são feitos nessa fase do poço.
Algumas alternativas chegaram a ser utilizadas, como perfurar com broca de 15" para
posterior descida do revestimento de 13.3/8" FLUSH (Triple Seal Hydril), mas a
diferença de diâmetro poço/revestimento era muito pequena e qualquer reação da lama,
com consequente inchamento da formação, impedia a descida do revestimento,
ocasionando repasses e posterior descida do perfil caliper. O conector (Triple Seal
Hydril) era importado e a HYDRIL, o único fabricante.
Perfurar com broca 14.3/4" e estabilizadores bicêntricos alargando para 17.1/2" também
foi tentado sem resultados positivos, pois:
• estabilizador de difícil construção;
• utilização de vários estabilizadores na coluna;
• em formações duras havia desgaste excessivo com consequente queda na taxa de
penetração;
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• aumento nas chances de prisão da coluna;
• necessidade do perfil caliper.
Tentou-se também a utilização de uma broca bicêntrica 14.3/4" para 17.1/2", mas os
resultados não foram satisfatórios, pois havia muitos repasses, a taxa de penetração era
controlada e exigia o perfil caliper, além do elevado custo da broca (mais de US$
80,000.00).
Contratou-se então uma unidade de posicionamento dinâmico com sistema 18.3/4" (NS-
13 KING FISHER). O navio esteve por um ano parado e quando chegou para operar,
apresentou inúmeros problemas com equipamentos, principalmente o BOP, o qual
estava com uma série de vazamentos. O consumo de óleo diesel era altíssimo devido ao
lay-out para comportar a coluna de riser 18.3/4" com os flutuadores. O navio não
chegou a furar um único poço completo.
O passo seguinte partiu da PETROBRÁS, buscando encontrar o que seria necessário
mudar para se dispor de um sistema 16.3/4" que permitisse passar com broca 16" e
posteriormente descer revestimento 13.3/8", sem alargar.
A partir de então foram feitas gestões junto aos fabricantes no sentido de buscar uma
solução definitiva, aumentando do drift de passagem do sistema 16.3/4", de maneira a
passar com broca de 16", broca esta que também teria que ser desenvolvida pelos
fabricantes. A modificação teria que ser feita sem que o alojador perdesse suas
capacidades mecânicas, principalmente a de ancoragem (especificada em 3500000 lbf)
já que com o aumento do drift, o ombro de carga onde apoia o suspensor 13.3/8" seria
diminuído.
A VETCO criou um anel tri-partido de material mais duro montado internamente no
alojador de modo a manter o ombro de carga com características e capacidades
mecânicas adequadas ao sistema MS-700 10 PB. Já a DRIL-QUIP emprega um
tratamento térmico localizado na região do ombro de assentamento assegurando as
capacidades mecânicas (sistema SS 10C).
A broca 16" foi desenvolvida e hoje já aparece na lista de brocas dos fabricantes. A
PETROBRÁS passou então a perfurar a fase com broca 16" e descer revestimento
13.3/8" convencional. Com isso foram eliminados todos os problemas citados
anteriormente, com ganho mínimo estimado por poço de 06 dias, viabilizando
definitivamente a perfuração de poços direcionais no sistema 16.3/4”, que é
importantíssimo para o desenvolvimento dos campos situados em lâminas d'água
profundas.
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2. FILOSOFIA DE COMPLETAÇÃO
Grande parte da literatura de engenharia de petróleo ensina que uma boa completação é
aquela onde são observados os seguintes aspectos: de segurança, técnico/operacional e
econômico.
Sob o aspecto de segurança, um poço necessita pelo menos de duas barreiras de
segurança durante a sua vida (perfuração, completação e produção). Define-se barreira
de segurança como um sistema independente, dotado de uma certa confiabilidade,
formado por um conjunto solidário de elementos, capaz de manter sob controle o fluxo
de um poço de petróleo. A segurança de um poço de petróleo é a condição
proporcionada pelo conjunto de barreiras de segurança presentes no poço. As duas
barreiras de segurança devem ser independentes, isto é, a falha de qualquer componente
pertencente a uma barreira não pode comprometer a outra, salvaguardando o poço
contra o descontrole. A obrigatoriedade, por norma da Petrobrás, de duas barreiras para
o controle do poço, faz com que, a qualquer falha observada em um componente de uma
barreira, se intervenha no poço para o seu reparo ou substituição.
Quanto aos aspectos técnico e operacional, deve-se buscar uma completação de forma a:
maximizar a vazão de produção (ou injeção) sem danificar o reservatório, tornar a
completação a mais permanente possível, de forma que idealmente poucas ou nenhuma
intervenção seja necessária até o fim da vida produtiva do poço. Deve ainda minimizar o
tempo necessário para executar os trabalhos de intervenção no poço, bem como tornar a
intervenção a mais simples possível.
Para que se tenha uma completação bastante econômica, devem ser considerados os
seguintes aspectos: técnico, operacional e de padronização. Os aspectos técnico e
operacional trazem benefícios econômicos pois maximizam a produção de óleo e
minimizam o tempo e a frequência das intervenções, minimizando consequentemente o
custo com sonda, que é um dos custos mais relevantes numa intervenção. A
padronização dos equipamentos utilizados nos poços reduz os custos com estoques.
Considerando que a completação tem reflexos em toda a vida produtiva do poço e
envolve altos custos, se faz necessário um planejamento criterioso, onde os seguintes
fatores são considerados:
• investimento necessário;
• localização do poço (mar ou terra);
• tipo de poço (pioneiro, extensão, desenvolvimento);
• finalidade (produção, injeção);
• fluidos produzidos (gás seco, óleo, óleo e água, etc);
• volumes e vazões de produção esperados;
• número de zonas produtoras atravessadas pelo poço;
• possível mecanismo de produção do reservatório;
• necessidade de estimulação (aumento da produtividade);
• controle ou exclusão da produção de areia;
• possibilidade de restauração futura do poço;
• tipo de elevação dos fluidos (natural ou artificial);
• necessidade de recuperação secundária.
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Após a completação inicial do poço, se faz necessário uma série de operações,
denominadas de manutenção da produção, visando corrigir problemas nos poços,
fazendo voltar a vazão ao nível normal ou operacional.
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Métodos de Completação
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3. MÉTODOS DE COMPLETAÇÃO
3.1. Quanto ao posicionamento da cabeça dos poços
Uma característica das reservas petrolíferas brasileiras é que as mesmas se apresentam
tanto lâminas d’água rasas quanto profundas. Disto resultam importantes diferenças na
maneira como é perfurado e completado um poço, principalmente no que se refere aos
sistemas de cabeça do poço submarino (SCPS) utilizados pela perfuração, e