2. Definições e Conceitos
2.3 Componentes do Riser de Perfuração
2.3.9 Choke e Kill
As linhas de choke e kill tem a função de controlar o poço e os chamados fluidos de kick, ou seja, fluidos indesejados que saem do poço. A linha de kill geralmente é usada para bombear fluido de perfuração mais pesado para dentro do poço durante operações de controle de poço. Já a linha de choke é conectada ao BOP e possui uma válvula de acionamento hidráulico que controla a abertura entre a linha e o poço.
As linhas de choke e kill são projetadas para resistirem altas pressões causadas por kicks ou blowouts, que se originam do influxo de fluidos indesejáveis partindo do poço para o espaço anular entre o riser de perfuração e a coluna de perfuração. Dessa forma é possível circular os fluidos pressurizados do interior do poço de forma controlada.
A Figura 2-16 exemplifica as linhas de choke e kill.
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Figura 2-16- Exemplo das linhas de choke e kill, destacadas em amarelo e azul. [13]
Os fluidos circulados através das linhas de kill são direcionados para o choke e kill manifold. Este equipamento é responsável por coletar e distribuir os fluidos que alcançam a superfície durante o kick de acordo com sua composição. O manifold é um conjunto de válvulas que podem ser acionadas manualmente e que controlam o caminho de escoamento dos fluidos. A Figura 2-17 traz um exemplo de choke e kill manifold.
Figura 2-17 - Choke e Kill manifold [14]
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2.3.10 Junta Flexível
A junta flexível tem a função de reduzir o momento fletor e as tensões que atuam sobre o riser, devido aos carregamentos ambientais e deslocamentos da embarcação, prevenindo danos ao sistema. Esse tipo de junta está posicionado no topo, a chamada upper flex joint, instalada entre o diverter e a junta telescópica, e no fundo, a chamada lower flex joint, instalada no LMRP.
A junta flexível é um componente importante para o presente estudo, pois seus parâmetros serão variados de forma a identificar quais impactos surgirão em consequência de tal variação. Por esse motivo, além da sua função aqui brevemente resumida, mais a frente teremos uma abordagem um pouco mais detalhada sobre esta junta.
A Figura 2-18 exemplifica uma junta flexível.
Figura 2-18 - Exemplo de junta flexível. [9]
2.4 Processo de Perfuração
A primeira etapa do processo de perfuração é o posicionamento de tubulação no fundo do mar, fincado no leito marinho. A tubulação — chamada de revestimento condutor (conductor casing) — pode chegar a ter um metro de diâmetro. Tal dispositivo fica permanentemente fixado no solo marinho. Como o dispositivo de elevação não se movimenta no fundo do mar, ele serve também de referência para determinar a profundidade. A perfuração em si ocorre dentro do dispositivo de elevação, que também é usado para conduzir a lama de perfuração (líquido usado no processo de perfuração) à medida que ela retorna para a superfície. O dispositivo de segurança chamado BOP (Preventor de Blowout) é montado no leito marinho ou fixado à parte superior do dispositivo de elevação.
A Figura 2-19 traz um exemplo de revestimento (casing) com coluna de perfuração (drillpipe).
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Figura 2-19 - Exemplo de casing com drillpipe. [15][16]
O fluido de perfuração é uma mistura química que possui diversas finalidades, como lubrificar e resfriar a broca de perfuração, que se aquece devido à fricção. Também controla a pressão, evitando o fluxo de fluidos indesejados.
Durante a operação de perfuração o fluido de perfuração é bombeado através da linha de broca, esse processo joga fluido de perfuração para fora da broca para ajudar a reduzir o calor gerado pelo corte. Em seguida, carrega rochas e outros detritos de volta através do condutor.
A Figura 2-20 ilustra a atuação de um fluido de perfuração.
19
Figura 2-20- Exemplo de fluido de perfuração atuando. [17]
2.4.1 Método Rotativo
O método rotativo consiste em descer rotacionando uma coluna de perfuração que possui em sua extremidade uma broca; a sua rotação sobre a formação causa a fragmentação da rocha. Com o objetivo principal de trazer para a superfície os cascalhos gerados, é injetado por dentro da coluna de perfuração um fluido que passa através da broca e retorna através do espaço anular existente entre a coluna de perfuração e as paredes do poço. O fluido é injetado por bombas para o interior da coluna de perfuração através da cabeça de injeção, ou swivel, e retorna à superfície através do espaço anular formado pelas paredes do poço e a coluna. À medida que a rocha vai sendo esmerilhada e os cascalhos gerados são retirados, há o aprofundamento do poço. [18]
A Figura 2-21 ilustra uma coluna de perfuração, ou drillpipe, e a Figura 2-22 ilustra o processo de perfuração pelo método rotativo.
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Figura 2-21 - Ilustração de uma coluna de perfuração. [18]
Figura 2-22 - Ilustração de um processo de perfuração pelo método rotativo.[18]
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3. Metodologia
3.1 Análise de Operabilidade
A análise de operabilidade de um riser conectado é uma demanda frequente de operadoras e empreiteiras do ramo de óleo e gás. A análise é feita a fim de identificar as condições ambientais e offset admissíveis em que uma embarcação pode realizar uma operação de perfuração em um poço, limitando a chamada janela de operação.
Esse tipo de estudo inclui, tipicamente, uma avaliação das condições chamadas de drilling e non-drilling. Chama-se drilling quando o sistema está de fato em operação, com a coluna de perfuração rotacionando dentro do riser. Chama-se non-drilling, quando o riser está instalado,conectado ao poço, porém não está operando.
3.1.1 Convenções
Numa análise típica de operabilidade, todas as condições ambientais de corrente, ondas e offset são modeladas agindo de forma colinear, ou seja, todas numa mesma direção e sentido.
Outra convenção importante é sobre a direção relativa a movimentação da unidade em operação. É utilizado “upstream” para se referir a direção que é contra a corrente, denotado como offset positivo nas figuras e resultados finais. Opostamente utiliza-se
“downstream” para a direção a favor da corrente, denotando offset negativo. Essa convenção é ilustrada na Figura 3-1.
Figura 3-1 - Convenção de direções upstream e downstream [19]
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3.2 Software
Para a simulação da operação de perfuração foi utilizado o software de elementos finitos DeepRiser, realizando análises dinâmicas de operabilidade.
O DeepRiser é uma ferramenta integrada de engenharia utilizada extensivamente na indústria de perfuração, desenvolvido especialmente para aperfeiçoar e agilizar projetos e análises de risers de perfuração e sistemas de risers de produção tracionados.
O programa combina um sistema intuitivo GUI (Graphical User Interface) com uma poderosa ferramenta analítica onde os modelos são definidos voltados para a aplicação em engenharia, possui um processo de análise altamente automatizado permitindo a definição de múltiplos casos de carregamento e geração de resultados automatizados e customizados.
Figura 3-2 Interface do usuário do programa computacional utilizado. [20]
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3.3 Modelação da Junta Flexível
Conforme já apresentado, a junta flexível tem a função de reduzir o momento fletor e as tensões que atuam sobre o riser, devido aos carregamentos ambientais e deslocamentos da embarcação, prevenindo danos ao sistema pois, quando o sistema está operando em condição de drilling, sob grandes ângulos da junta flexível, há o risco de a coluna de perfuração pressionar a parede interna do riser enquanto rotaciona em seu interior. Esse fenômeno também é conhecido como key-seating.
Figura 3-3 Fenômeno conhecido como key seating
Para evitar que esse fenômeno ocorra, os ângulos das juntas flexíveis de fundo e de topo são limitados, sendo muito frequentemente os principais limitantes para as janelas de operação das análises de operabilidade.
A API RP 16Q [21] recomenda que os seguintes limites sejam adotados:
Ângulo médio da junta flexível limitado a 2°
Ângulo máximo dinâmico da junta flexível limitado a 4°
Na condição de non-drilling, mencionada anteriormente nesta mesma seção, assume-se que a coluna de perfuração está recolhida na superfície ou, pelo menos, não está rotacionando. Dessa forma os riscos de dano por key seating são removidos e é possível adotar limites maiores para o ângulo médio da junta, os seguintes limites são tipicamente adotados para non-drilling.
Ângulo médio da junta flexível limitado a 9°
Ângulo máximo dinâmico da junta flexível limitado a 9°
Como no presente estudo se busca observar o comportamento da junta flexível, apenas a condição de drilling foi adotada, pois é a condição em que a junta é considerada crítica.
A modelação da junta flexível é feita através da determinação da sua rigidez torcional, ou seja, qual a relação entre o ângulo resultante na junta e o momento aplicado devido ao deslocamento e rotação da estrutura.
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No geral as análises de operabilidade são feitas considerando a rigidez torcional como uma constante, apenas atribuindo um valor a mesma. Nesse estudo, como forma de buscar uma resposta melhor de comportamento da junta flexível do fundo, a rigidez torcional será representada das duas formas: Nos casos de 1 a 6 será considerada uma rigidez constante e nos casos de 7 a 9 a rigidez será representada por uma curva (rigidez não linear).
A seguir estão apresentadas as curvas de rigidez torcional e as de momento resultante utilizadas para as simulações, associadas a valores de overpull. Os valores considerados para a composição das curvas são valores típicos de juntas flexíveis existentes na indústria.
3.3.1 Curva de Rigidez Torcional 1 (200 kips)
Tabela 3-1 Valores das curvas de rigidez torcional e momento resultante – 200 kips
Ângulo da
Figura 3-4 Curva de rigidez torcional 1 (200 kips)
25
Figura 3-5 Curva de momento resultante 1 (200 kips)
3.3.2 Curva de Rigidez Torcional 2 (300 kips)
Tabela 3-2 Valores das curvas de rigidez torcional e momento resultante – 300 kips
Ângulo da Junta (deg)
Rigidez Torcional (ft-kips/deg)
Momento Resultante (ft-kips)
0,5 1964,9 982,4
1,0 1044,2 1044,2
1,5 732,7 1099,0
2,0 575,1 1150,2
2,5 479,6 1199,0
3,0 415,2 1245,6
3,5 369,2 1292,3
4,0 334,4 1337,4
26
Figura 3-6 Curva de rigidez torcional 2(300 kips)
Figura 3-7 Curva de momento resultante 2 (300 kips)
27 3.3.3 Curva de Rigidez Torcional 3 (400 kips)
Tabela 3-3 Valores das curvas de rigidez torcional e momento resultante – 300 kips
Ângulo da Junta (deg)
Rigidez Torcional (ft-kips/deg)
Momento Resultante (ft-kips)
0,5 1900,5 950,3
1,0 1011,7 1011,7
1,5 710,8 1066,2
2,0 558,5 1116,9
2,5 466,2 1165,4
3,0 403,9 1211,7
3,5 359,4 1258,0
4,0 325,7 1302,8
Figura 3-8 Curva de rigidez torcional 3 (400 kips)
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Figura 3-9 Curva de momento resultante 3 (400 kips)
3.4 Parâmetros da Modelação Comuns a todos os casos
Nesta seção serão definidos os parâmetros utilizados na análise de operabilidade. Na Seção 4 estão apresentados os casos simulados e os valores dos parâmetros variados.
3.4.1 Embarcação
As dimensões da embarcação influenciam na altura da mesa rotativa, local onde o riser fica acoplado e também no posicionamento dos tracionadores. Além disso, simular seu comportamento hidrodinâmico é essencial para a análise, essa representação é feita através do RAO (Responde Amplitude Operator).
O RAO da embarcação é o responsável por representar a intensidade de resposta em virtude de uma condição ambiental atuante. Nas análises propostas foram considerados valores de RAO para uma sonda de perfuração típica.
3.4.2 Local da Perfuração
O local da perfuração definido para esse estudo é a Bacia de Campos, local típico de perfurações de poços no Brasil e que possui condições ambientais bastante adversas. A Bacia de Campos se localiza na costa norte do estado do Rio de Janeiro, estendendo-se até ao sul do estado do Espírito Santo e possui aproximadamente 115.800 km². [2]
A principal influência do local de atuação para a análise é o mapeamento das condições ambientais do local, através do METOCEAN DATA, composto por várias medições de onda e corrente realizadas no local.
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3.4.3 Profundidade
A profundidade é um dos principais influentes na determinação da janela operacional, atuando em diferentes parâmetros tais como o comprimento do riser, a ordenação do stack-up e a pressão atuante no riser. A profundidade definida para a realização das análises de operabilidade é de 2400m.
3.4.4 Solo
As propriedades dos solos variam muito conforme a localização do poço, uma vez que estão atreladas as suas composição e capacidades de resistência mecânica. Consideram-se dois tipos de perfis de solo nas análises de operabilidade, UB (limite superior, chamado Upper Bound) e LB (limite inferior, chamado Lower Bound). Para as análises realizadas, foi adotado o perfil UB, permanecendo inalterado em todos os casos.
3.4.5 Lama
A lama de perfuração influência bastante na análise, pois sua densidade define o peso da coluna do fluido contido no riser. Quanto maior a densidade utilizada maior será o peso da coluna, aumentando também a tração de suspensão requerida do sistema.
A densidade da lama tem valores típicos entre 10 ppg e 16 ppg, para este estudo a densidade é definida em 12 ppg e permanece inalterada em todos os casos.
3.4.6 Offset
Offset é o nome dado à variação da posição da embarcação em relação à posição equivalente a acima do poço, também pode ser chamado de “passeio”. O offset é caracterizado pelo deslocamento sofrido por uma unidade flutuante, que depende diretamente das cargas ambientais atuantes na mesma, do sistema de ancoragem, da geometria do casco abaixo da linha d’água e da parte do casco emersa e sujeita à ação dos ventos.
Os valores de offset podem ser representados em função da porcentagem da lâmina d’água ou em metros. Neste estudo são considerados valores de porcentagem em função da profundidade de atuação, variando de -10% a 10%, com incremento de 1%.
3.4.7 Corrente
A intensidade da corrente varia de acordo com o local da perfuração e com o perfil de profundidade, ou seja, a corrente varia conforme a profundidade e direção de incidência.
A forma mais adotada para se referir a intensidade de corrente é em relação à periodicidade da ocorrência do maior valor registrado. Uma corrente de 1 ano se refere ao registro de ocorrência da corrente com maior intensidade em um período de 1 ano.
O termo “não excedência”, representado por NEXC, representa a aplicação de uma porcentagem de ocorrência sobre o tempo de 1 ano. Por exemplo, 80% NEXC representa uma
30
probabilidade de ocorrência da corrente de 20% (100% - 80%). Valores típicos utilizados variam entre 50% NEXC e 1 ano. Nas análises realizadas foi considerada uma intensidade de corrente de 95% NEXC, permanecendo inalterada em todos os casos.
3.4.8 Onda
A intensidade da onda também varia de acordo com o local da perfuração e não possui um único valor em todas as direções de incidência e tampouco um único valor para um mesmo período de onda.
A forma adotada para se referir a intensidade da onda também é em relação à periodicidade de ocorrência do maior valor registrado. Uma onda de 1 ano se refere a onda com maior probabilidade de ocorrer no período de 1 ano. Valores típicos utilizados variam entre 2m a 15m de altura e períodos de onda de 8 a 15 segundos. Nas análises realizadas foi considerada uma intensidade de onda com altura de 4.75m e período de 9.5s.
3.4.9 Vento
A intensidade do vento varia conforme o local da operação e também não possui um único valor em todas as direções de incidência.
A forma adotada para se referir à intensidade do vento também é em relação à periodicidade da ocorrência do maior valor registrado. Um vento de 1 ano se refere ao registro de ocorrência do vento com maior intensidade em um período de 1 ano.
Uma vez que a operação de perfuração não se estende por longo período de tempo, os valores considerados para ventos não necessitam de tanto rigor quanto para a análise de riser de produção ou nem são considerados. No presente estudo não há definição de valores para intensidade de ventos em nenhum dos casos propostos para análise.
3.4.10 Overpull
Overpull é a tração aplicada em relação ao valor da tração de topo mínima. Valores típicos utilizados variam entre 50 kips e 300 kips. A princípio define-se o valor de 200 kips para a análise, porém, nos casos 7 a 9, esse valor varia juntamente com as propriedades de rigidez da junta.
3.4.11 Stack Up
O stack up é a ordem de empilhamento das juntas e dos equipamentos que formam o riser. A definição dessa ordem não possui nenhuma regra, depende apenas do inventário de juntas que o navio sonda possui a bordo e da funcionalidade dos equipamentos. A imagem a seguir apresenta o stack up utilizado nas análises desse estudo.
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Figura 3-10 Stack up adotado
3.4.12 Resumo dos Parâmetros
Após a definição de todos os parâmetros, a Tabela 3-4 apresenta um resumo.
Tabela 3-4 - Resumo dos parâmetros definidos
Parâmetros
Embarcação Navio sonda típico Local da Perfuração Bacia de Campos
Profundidade 2400m
Solo UB (Upper Bound)
Lama 12 ppg
Offset -10% a 10%, incremento de 1%
Corrente 95% NEXC
Onda Hs = 4.75m Tp = 9.5s
Vento -
Overpull 200, 300 e 400 kips
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3.5 Critérios e Limites
Os critérios apresentados na tabela a seguir são critérios já definidos anteriormente com base na API RP 16Q [4] ou utilizados usualmente na indústria, de acordo com as propriedades das juntas que compõem o riser.
Tabela 3-5 Critérios utilizados nas análises
Critérios
Ângulo Médio da Junta Flexível de Fundo (deg) 2.00 Ângulo Médio da Junta Flexível de Topo (deg) 2.00 Ângulo Máximo da Junta Flexível de Fundo (deg) 4.00 Ângulo Máximo da Junta Flexível de Topo (deg) 4.00 Máximo Curso da Junta Telescópica (ft) 52.25 Mínimo Curso da Junta Telescópica (ft) 2.75
Máximo Curso do Tensionador (ft) 47.50 Mínimo Curso do Tensionador (ft) 2.50
Tensão de Von Mises (ksi) 53.60
Mínima Tração Efetiva (kips) 0.00 Momento na Cabeça do Poço (kips.ft) 2400.00
Folga do Moonpool (ft) 1.00
Tensão de Flexão no Condutor (ksi) 45.00 Tensão de Flexão no Casing (ksi) 52.50
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4. Casos de Estudo
Na indústria de perfuração de poços de petróleo as empresas operadoras têm alto custo diário de operação. Dessa forma, a demanda da indústria é que os componentes limitantes sejam estudados a fim de diminuir o conservadorismo nas análises de operabilidade e aumentar a janela de operação dos risers de perfuração.
No trabalho “Cálculo Analítico da Janela de Operação da Atividade de Perfuração” [1], concluiu-se que o principal fator limitante das análises é o ângulo máximo da junta flexível. Tal ocorrido se deveu à escolha de profundidades muito elevadas para o estudo (1800m, 2100m e 2400m) que proporcionaram demasiadas curvaturas no riser, incrementadas pela alta intensidade da corrente escolhida (1yr, 99NEXC e 95NEXC) em uma área de atuação conhecida por possuir condições ambientais muito adversas (Bacia de Campos) e a utilização de uma junta flexível com baixa capacidade de rigidez torcional.
No trabalho supracitado foram analisados mais de 3000 casos e suas janelas de operação, deixando claro que a junta flexível é um componente crítico para atividade de perfuração. Como o presente estudo busca analisar a influência da junta flexível nessa mesma operação, o caso escolhido para tal é um dos casos críticos do trabalho mencionado [1].
Utiliza-se a profundidade mais crítica, de 2400m, corrente de 95NEXC, na mesma área de atuação, a Bacia de Campos, para compor o caso a ser estudado.
A partir desse caso inicial, serão variados alguns parâmetros, buscando influenciar o comportamento da junta nas análises simuladas. Para a junta de fundo, o parâmetro a ser variado é a rigidez torcional, utilizando as curvas já apresentadas na Seção 3.3. Já para a junta de topo, será variado diretamente o ângulo, modificando apenas os procedimentos de pós-processamento. A seguir estão apresentadas as especificações de todos os casos considerados.
Serão apresentados apenas os parâmetros que estão sofrendo algum tipo de variação, os demais permanecem constantes, como definidos na seção 3.4.
4.1 Caso 1 (Caso Base)
O primeiro caso a ser simulado é o chamado caso base, utilizando os ângulos limites recomendados pela API RP 16Q [4] e todos os parâmetros como definidos na Seção 3.4.
Tabela 4-1 - Parâmetros do Caso 1 (Caso Base) Parâmetros
Corrente 95% NEXC
Onda Hs = 4.75m Tp = 9.5s
Overpull 200 kips
Rigidez Torcional 82 kips.ft/deg
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Tabela 4-2 - Critérios do Caso 1 (Caso Base) Critérios
Ângulo Médio da UFJ 2°
Ângulo Máximo da UFJ 4°
4.2 Caso 2 – Ângulo Máximo da Junta Flexível de Topo 5°
Nesse caso será modificado o ângulo máximo limite da junta flexível de topo para 5°, modificando apenas o critério limitante no pós-processamento da análise. Os parâmetros permanecerão os mesmos do Caso 1.
Tabela 4-3 - Parâmetros do Caso 2 Parâmetros
Corrente 95% NEXC
Onda Hs = 4.75m Tp = 9.5s
Overpull 200 kips
Rigidez Torcional 82 kips.ft/deg
Tabela 4-4 - Critérios do Caso 2 Critérios
Ângulo Médio da UFJ 2°
Ângulo Máximo da UFJ 5°
4.3 Caso 3 – Ângulo Máximo da Junta Flexível de Topo 6°
Nesse caso será modificado o ângulo máximo limite da junta flexível de topo para 6°, modificando apenas o critério limitante no pós-processamento da análise. Os parâmetros permanecerão os mesmos do Caso 1.
Tabela 4-5 - Parâmetros do Caso 3 Parâmetros
Corrente 95% NEXC
Onda Hs = 4.75m Tp = 9.5s
Overpull 200 kips
Rigidez Torcional 82 kips.ft/deg
35 modificando apenas o critério limitante no pós-processamento da análise. Os parâmetros permanecerão os mesmos do Caso 1.
Tabela 4-7 - Parâmetros do Caso 4 Parâmetros
Corrente 95% NEXC
Onda Hs = 4.75m Tp = 9.5s
Overpull 200 kips
Rigidez Torcional 82 kips.ft/deg
Tabela 4-8 - Critérios do Caso 4 para 7°, o ângulo médio limite da junta também ser alterado para 3°, modificando apenas os critérios limitantes no pós-processamento da análise. Os parâmetros permanecerão os mesmos do Caso 1.
Tabela 4-9 - Parâmetros do Caso 5 Parâmetros
Corrente 95% NEXC
Onda Hs = 4.75m Tp = 9.5s
Overpull 200 kips
Rigidez Torcional 82 kips.ft/deg
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Tabela 4-10 - Critérios do Caso 5 Critérios
Ângulo Médio da UFJ 3°
Ângulo Máximo da UFJ 7°
4.6 Caso 6 – Ângulo Máximo da Junta Flexível de Topo 7° e Ângulo Médio 4°
Nesse caso, além do ângulo máximo limite da junta flexível de topo ser modificado para 7°, o ângulo médio limite da junta também ser alterado para 4°, modificando apenas os
Nesse caso, além do ângulo máximo limite da junta flexível de topo ser modificado para 7°, o ângulo médio limite da junta também ser alterado para 4°, modificando apenas os