CENTRO FEDERAL DE EDUCAÇÃO TECNOLÓGICA CELSO
SUCKOW DA FONSECA – CEFET/RJ
Análise Dinâmico-estrutural de Colunas de
Perfuração de Poços de Petróleo
Lucas de Melo Flach Pablo Parize Coutinho Raphael Fernandes Gachet
Prof. Orientador: Fernando Ribeiro da Silva
Rio de Janeiro
Março de 2013
CENTRO FEDERAL DE EDUCAÇÃO TECNOLÓGICA CELSO
SUCKOW DA FONSECA – CEFET/RJ
ANÁLISE DINÂMICO-ESTRUTURAL DE
COLUNAS DE PERFURAÇÃO DE POÇOS DE
PETRÓLEO
Lucas de Melo Flach Pablo Parize Coutinho Raphael Fernandes Gachet
Projeto de Graduação apresentado ao curso de Engenharia Mecânica do CEFET/RJ, como parte dos requisitos necessários à obtenção do título de Engenheiro.
Prof. Orientador: Fernando Ribeiro da Silva
Rio de Janeiro
Março de 2013
F571 Flach, Lucas de Melo
Análise dinâmico-estrutural de colunas de perfuração de poços de petróleo / Lucas de Melo Flach, Pablo Parize Coutinho [e] Raphael Fernandes Gachet.—2013.
ix, 88f. + anexos : il.color. , grafs. , tabs. ; enc.
Projeto Final (Graduação) Centro Federal de Educação Tecnológica Celso Suckow da Fonseca, 2013.
Bibliografia : f.86-88 Orientador : Fernando Ribeiro da Silva
1. Engenharia mecânica. 2. Poços de petróleo -
Perfuração. 3. Dinâmica estrutural. 4. Vibrações. I. Coutinho, Pablo Parize. II. Gachet, Raphael Fernandes. III. Silva, Fernando
Ribeiro da (Orient.). IV. Título.
CDD 622.3381
RESUMO
O uso do petróleo como fonte de energia, ainda é de extrema importância para o desenvolvimento tecnológico. Por isso, é fácil entender o investimento maciço de empresas em pesquisas que buscam novas tecnologias e novas soluções para o processo de perfuração. Dentre os diversos estudos já iniciados com o objetivo de amenizar ou até eliminar os problemas na operação de perfuração do poço de petróleo, está o estudo vibracional da coluna de perfuração. A vibração dessa estrutura é um indesejado problema comumente encontrado no processo. O trabalho proposto busca estudar e analisar a causa desse fenômeno e entender melhor os efeitos que ele pode causar ao sistema e seus componentes. Com isso, é imprescindível explicar a relação da vibração com os esforços atuantes nos equipamentos, em especial, na coluna de perfuração. Foi proposto então, um método numérico que buscasse avaliar esse sistema não suave, analisando o efeito de esforços dinâmicos aplicados à coluna de perfuração.
ABSTRACT
The use of oil as an energy source, it is still extremely important for technological development. Hence it is easy to understand the massive investment in research to seek new technologies and new solutions to the drilling process. Among the many studies already initiated, in order to minimize or even eliminate the problems in the operation of a well drilling, is the study of the drilling column vibration. The vibration of this structure is an unwanted problem commonly encountered in the process. The proposed work attempt to study and analyze the cause of this phenomenon and better understand the effects it can cause to the system and its components. Therefore, it is essential to explain the relationship of vibration with stress working on the equipment, especially in the drilling column. It was, then, proposed, a numerical method that seeks to evaluate this non smooth system, analyzing the effect of dynamic stress applied to the drilling column.
SUMÁRIO
1 Introdução ... 1
1.1 Motivação ... 1
1.2 Objetivo ... 2
1.3 Posicionamento ... 3
1.4 Metodologia e Trabalho Realizado ... 3
1.5 Organização ... 4
2 O Processo de Produção do Petróleo ... 5
2.1 Aspectos Históricos ... 5
2.2 O Petróleo ... 6
2.3 A Formação do Petróleo ... 8
2.4 A Cadeia Produtiva do Petróleo ... 8
2.4.1 Prospecção... 9
2.4.2 Completação ... 10
2.5 Perfuração ... 14
2.5.1 Componentes da Coluna de Perfuração ... 15
2.5.2 Swivel ... 16 2.5.3 Kelly ... 17 2.5.4 Mesa Rotativa... 17 2.5.5 Top Drive ... 18 2.5.6 Drill Pipe ... 19 2.5.7 Tool Joint ... 20
2.5.8 Bottom Hole Assembly - BHA... 21
2.5.9 Lama (ou Fluido) de Perfuração ... 23
2.5.10 Blowout Preventer - BOP ... 25
2.5.11 Broca ... 26
2.6 A Perfuração do Poço ... 31
3 Modelos Utilizados ... 34
3.1 Vibrações no Processo de Perfuração ... 34
3.1.1 Vibração Axial e Bit-Bounce ... 34
3.1.2 Vibração Torcional e Stick-Slip ... 36
3.1.3 Vibração Lateral e Whirl ... 37
3.2 O Modelo dinâmico ... 38
3.3 O Modelo Computacional... 44
4 Simulações e Resultados ... 46
4.1 Frequências Naturais e Modos de Vibração ... 46
4.2 Vibrações ... 47 4.3 Fadiga ... 51 4.3.1 Caso 1 ... 55 4.3.2 Caso 2 ... 62 4.3.3 Caso 3 ... 65 4.4 Flambagem ... 68
5 Conclusões e Sugestões ... 71
5.1 Sugestões para trabalhos futuros ... 73
6 Anexo ... 74
6.1 Programa dinâmico principal: ... 74
6.2 Equação de governo principal: ... 79
6.3 Programa de teste de convergência: ... 81
6.4 Equação de teste de convergência: ... 83
6.5 Programa de flambagem: ... 84
LISTA DE FIGURAS
Figura 1 - Esquema de aquisição de dados sísmicos (http://www.rigzone.com) ... 10
Figura 2 - Condionamento e substituição do fluido de perfuração pelo fluido de completação (THOMAS, J. E., et. al., 2001) ... 11
Figura 3 - Ferramenta para perfilagem (THOMAS, J. E., et. al., 2001) ... 11
Figura 4 - Canhoneio convencional (THOMAS, J. E., et. al., 2001) ... 12
Figura 5 - Coluna de produção convencional (THOMAS, J. E., et. al., 2001) ... 13
Figura 6 - Principais Tipos de Plataformas (http://www.coopetroleo.com.br) ... 15
Figura 7 - Esquema do Sistema Rotativo (BOURGOYNE, 1986) ... 16
Figura 8 - Swivel (BOURGOYNE, 1986) ... 16
Figura 9 - Kelly (jereh-oilfield.com) ... 17
Figura 10 – Mesa Rotativa (china-ogpe.com) ... 18
Figura 11 - Top Drive (glossary.oilfield.slb.com) ... 19
Figura 12 – Tubos de Perfuração (tootoo.com) ... 20
Figura 13 – Junta ou Tool Joint (china-ogpe.com) ... 21
Figura 14 - Exemplo de uma BHA (Bottom Hole Assembly) (glossary.oilfield.slb.com) ... 23
Figura 15 - Sistema de Bombeio Onshore (THOMAS, J. E., et. al., 2001) ... 25
Figura 16 - B.O.P. (Blowout Preventer) (glossary.oilfield.slb.com) ... 26
Figura 17 – Broca Rabo de Peixe (nicholas.duke.edu) ... 27
Figura 18 – Broca Com Diamantes Naturais (PLÁCIDO, 2009) ... 28
Figura 19 – Broca PDC (tradekorea.com)... 29
Figura 20 – Brocas Tricônicas (www.eradrillingservices.com) ... 29
Figura 21 – Ângulo de offset do cone (PLÁCIDO, 2009) ... 31
Figura 22 - Etapas da Perfuração de um Poço (THOMAS, J. E., et. al., 2001) ... 33
Figura 23 – Vibração Axial (slb.com)... 35
Figura 24 – Vibração Torcional (slb.com) ... 36
Figura 25 – Vibração Lateral (slb.com) ... 38
Figura 26 - Modelo de Elementos Finitos ... 39
Figura 27 – Primeiro elemento e seus graus de liberdade ... 40
Figura 28 - Modelo Dinâmico ... 44
Figura 29 - Gráfico RPM x Tempo (120 RPM – 3500 lb) ... 47
Figura 30 - Gráfico Deslocamento Axial x Tempo (120 RPM – 3500 lb) ... 48
Figura 31 - Gráfico Deslocamento Axial x Tempo (120 RPM – 5500 lb) ... 48
Figura 33 - Gráfico RPM x Tempo (80 RPM – 11500 lb) ... 49
Figura 34 - Gráfico RPM x Tempo (80 RPM – 14500 lb) ... 50
Figura 35 - Gráfico Deslocamento Axial x Tempo (80 RPM – 11500 lb) ... 51
Figura 36 - Gráfico Deslocamento Axial x Tempo (80 RPM – 14500 lb) ... 51
Figura 37 – Gráfico de Tensão de Cisalhamento ... 56
Figura 38 - Gráfico de Tensão Axial... 56
Figura 39 – Gráfico de Tensão de Cisalhamento ... 60
Figura 40 – Gráfico de Tensão Axial ... 60
Figura 41 – Gráfico de Tensão de Cisalhamento ... 61
Figura 42 – Gráfico de Tensão Axial ... 61
Figura 43 – Gráfico de Tensão de Cisalhamento ... 62
Figura 44 – Gráfico de Tensão Axial ... 62
Figura 45 – Gráfico de Tensão de Cisalhamento ... 63
Figura 46 – Gráfico de Tensão Axial ... 63
Figura 47 – Gráfico de Tensão de Cisalhamento ... 64
Figura 48 – Gráfico de Tensão Axial ... 64
Figura 49 – Gráfico de Tensão de Cisalhamento ... 65
Figura 50 – Gráfico de Tensão Axial ... 65
Figura 51 – Gráfico de Tensão de Cisalhamento ... 66
Figura 52 – Gráfico de Tensão Axial ... 66
Figura 53 – Gráfico de Tensão de Cisalhamento ... 67
Figura 54 – Gráfico de Tensão Axial ... 67
LISTA DE TABELAS
Tabela 1 - Frações típicas do petróleo (THOMAS, J.E., 2001) ... 6
Tabela 2 – Ações a tomar quando detectado bit-bounce segundo a indústria do petróleo. (de VASCONCELLOS, 2010) ... 35
Tabela 3 – Ações a tomar quando detectado stick-slip segundo a indústria do petróleo. (de VASCONCELLOS, 2010) ... 36
Tabela 4 - Propriedades dos Elementos da Coluna de Perfuração ... 39
Tabela 5 - Parâmetros Fixos da Simulação ... 46
Tabela 6 - Parâmetros Analisados ... 46
1 Introdução
A influência do petróleo no cenário econômico mundial é uma das mais impactantes, comparada a tudo que se produz no mundo. Como fonte de energia mais consumida atualmente, é simples entender que trata-se da substância mais negociada e ainda um fator político importante que carrega no seu histórico a causa de crises mundiais e confrontos entre nações. O valor do petróleo, então, é justificado não apenas por todos os motivos antes citados, mas também pelo valor agregado devido à tecnologia de ponta aplicada na sua explotação.
1.1 Motivação
Devido aos gigantescos investimentos no desenvolvimento de tecnologia para extração, podemos dizer que hoje, o petróleo ainda encontra-se em abundância. Esses investimentos possibilitaram estudar casos nunca antes imaginados, devido a grandes dificuldades impostas pela natureza do processo, como diferentes tipos de formações geológicas (formações mais duras e abrasivas), bem como lâminas d'água da ordem de 2600 metros de profundidade (ACOSTA et al., 2005).
Atualmente, a perfuração de um poço de petróleo é o processo mais caro de toda cadeia, que consiste desde a prospecção à distribuição do óleo e seus derivados. O custo de uma sonda de perfuração varia de U$500mil a U$550mil por dia, justificando assim, o elevado custo do processo de perfuração (CBS Interactive Inc., 2008). Portanto, um dos maiores desafios da indústria do óleo e gás está em minimizar o máximo possível as perdas e desperdícios no que se refere a perfuração de poços. Essa etapa, portanto, é o foco das empresas de exploração e perfuração no qual todos os investimentos buscam otimizar o processo. Um exemplo disso, é a tentativa de chegar ao menor tempo possível de utilização das sondas.
Dentre os diversos tipos de problemas que ocasionam a perda de produção, destaca-se como mais crítico os relacionados à coluna de perfuração. Durante a perfuração existem diversos fatores que provocam o esforço excessivo do sistema podendo ocasionar até mesmo ruptura da estrutura. O pior cenário de toda a fase de exploração do petróleo é a falha da coluna de perfuração, pois a solução para esse problema gera um novo processo denominado de "pesca" da coluna. A dificuldade do processo de pescaria, deve-se à necessidade de
habilidade, conhecimento e experiência do operador em retirar um ou mais componentes da parte danificada da coluna que se localiza no fundo do poço, demandando ainda mais tempo e com isso, aumentado o custo total da operação de extração.
Outro problema envolvendo a coluna de perfuração são as vibrações que surgem rotineiramente em todas as operações de perfuração, sendo a análise dessas, a proposta do presente estudo. As vibrações podem causar a falha por fadiga da coluna de perfuração, a falha prematura da broca, bem como reduzir a taxa de penetração. As interações da broca de perfuração com a formação e da coluna de perfuração com a parede do poço são as principais responsáveis pelo surgimento das vibrações.
Existem três formas de movimentos que as vibrações na coluna de perfuração podem induzir: movimentos ao longo da coluna (axiais), movimentos causadores de torque (torcionais) e os que causam movimentos de lado a lado da coluna (laterais). No processo de perfuração, os três tipos de movimentos podem coexistir e um movimento ser a origem do outro. Ainda, os movimentos ditos são os responsáveis pelos tipos de vibrações que os compõem, ou seja, vibrações axiais (bit-bounce), torcionais (stick-slip) e vibrações laterais (whirl).
Diversas teorias e modelos matemáticos são encontrados na literatura, porém, não há um consenso em relação ao que seria o melhor modelo ou teoria que pudesse prever quando as vibrações mais severas surgirão. Essa dificuldade se dá pela complexidade de saber qual é a fonte que inicia as vibrações, já que quando essas surgem, é observado a coexistência de vários tipos de vibrações. Portanto, a prática adotada para amenizar as vibrações é a variação dos parâmetros que os operadores utilizam no campo no momento da perfuração. Sabe-se que alterando o peso sobre a broca (WOB), torque na coluna, RPM, pressão da lama de perfuração, etc., é possível mitigar as vibrações, entretanto, não há, ainda, como evitar de fato o surgimento de vibrações indesejáveis e danosas à coluna.
O entendimento da ocorrência das vibrações e suas possíveis soluções tornam-se, portanto, a grande motivação do estudo.
1.2 Objetivo
O presente trabalho tem como objetivo, fazer a análise estrutural da coluna de perfuração, propondo um modelo de elementos finitos composto por elementos de viga tubular com doze graus de liberdade cada. Pretende-se assim adquirir informações sobre o
comportamento da coluna de perfuração, bem como estudar e entender o surgimento das vibrações e possíveis variações de parâmetros que possam suavizar os danos e prejuízos causados por esses inconvenientes fenômenos.
1.3 Posicionamento
Conforme dito anteriormente, há diversos modelos na literatura que se propõe a modelar a dinâmica de perfuração de poços. Em 2005, Khulief et al. caracterizou a coluna de perfuração a partir de um modelo de elementos finitos, realizando uma análise dinâmica da estrutura, determinando seus modos de vibração e frequências naturais. Em 2006, Ygit et al. propôs um modelo físico para caracterizar os esforços na broca e a perda de contato com o fundo do poço. Uma equação que caracteriza a transição do atrito estático para atrito dinâmico, também foi descrita, simulando assim a descontinuidade de rotação no processo de perfuração.
Para simular o processo de perfuração neste trabalho, um modelo de elementos finitos é apresentado, caracterizando a coluna de perfuração, onde são aplicadas forças relativas ao peso da estrutura, rotação e esforços na broca modelados a partir de Ygit et al., 2006, adaptados aos padrões de esforços de uma broca comercial.
1.4 Metodologia e Trabalho Realizado
O ponto de partida do projeto é identificar a operação de perfuração e a forma como a mesma ocorre, ou seja, quais são os parâmetros importantes de serem considerados na análise. Em paralelo, o conhecimento de problemas operacionais remanescentes da vibração permite realizar uma análise mais específica do processo. A partir de um modelo dinâmico de elementos finitos implementado computacionalmente em MATLAB simulam-se condições onde se espera ou não observar comportamentos dinâmicos indesejados, prevendo-se e mensurando-se o impacto dessas condições na estrutura.
A abordagem por elementos finitos permite também se fazer uma análise estrutural posterior, ou seja, além da determinação do comportamento dinâmico, os elementos estruturais podem ser analisados quanto às suas resistências mecânicas e quanto às suas vidas em fadiga. Assim, como resultado, obtém-se um modelo completo sob o ponto de vista mecânico, capaz de prever vibrações indesejadas no processo de perfuração e determinar a implicação das mesmas na estrutura.
1.5 Organização
Além do capítulo introdutório, o trabalho foi organizado em mais sete, totalizando oito capítulos.
No capítulo dois será descrito todo o processo de produção do petróleo desde sua prospecção até sua extração. Ainda, será mencionado, para um maior entendimento, uma explicação sobre cada componente e sua utilidade para o funcionamento da coluna de perfuração.
No capítulo três, os modelos dinâmico e computacional serão explicados logo após a definição dos tipos de vibrações existentes na coluna de perfuração.
Os capítulos seguintes, quatro, cinco, seis e sete, relatarão sobre as simulações e seus resultados, as conclusões e sugestões para trabalhos futuros, os anexos contendo todos os programas utilizados no MATLAB e, por fim, as referências bibliográficas.
2 O Processo de Produção do Petróleo
Nesse capítulo será abordado a origem do petróleo, bem como toda a cadeia produtiva do processamento do petróleo, desde as principais etapas de produção do óleo e do gás, até os componentes que fazem parte da coluna de perfuração.
2.1 Aspectos Históricos
Mais de um século e meio depois de sua descoberta, o petróleo continua a desempenhar um papel fundamental na economia global, apesar dos temores de que a dependência do petróleo está a alimentar rápidas mudanças climáticas. Embora continue a ser a principal fonte de energia, o petróleo caiu de seu pedestal desde as crises petrolíferas dos anos 1970 e 1980, o que provou a dependência do mundo desenvolvido sobre os produtos petrolíferos, e como era vulnerável a deficiências no abastecimento. Em 1973, o petróleo representava 46 por cento do consumo de energia do mundo, até 2005, sua participação caiu para 35 por cento. Mas o petróleo permanece bem à frente de outras fontes de energia como o carvão por exemplo, que satisfaz 25 por cento das necessidades mundiais de energia. O gás natural é o próximo, com uma participação de mercado de 20 por cento, já a energia nuclear atende 6 por cento das necessidades de energia do planeta (THE NEW YORK TIMES, 2012). Além da volatilidade dos preços dos barris que hoje gira entorno de noventa dólares por barril, as preocupações com a segurança energética, bem como o ambiente e a ameaça do aquecimento global, colocaram o óleo em uma posição sob pressão. Nos Estado Unidos a produção de petróleo diminuiu de forma constante para 4,95 milhões de barris diários em 2008, em comparação ao ano 1970, que produzia 9,6 milhões. Nos últimos quatro anos, a produção aumentou para quase 5,7 milhões de barris por dia. (THE NEW YORK TIMES, 2012).
A existência de infiltrações de petróleo é conhecida desde os primórdios da civilização. Mas a revolução industrial, que teve seu auge no início do século XIX, criou a necessidade de se explorar novas fontes de energia que pudessem suprir o grande desenvolvimento tecnológico no momento. A primeira pessoa que iniciou o processo de perfuração de um poço de petróleo foi o coronel Edwin L. Drake, em Titusville, Pensilvânia, em 1859. Começou-se então uma corrida do petróleo que rapidamente se espalhou para o Texas e Califórnia. Com isso, a substituição do óleo de baleia como fonte de iluminação, pelo óleo sob a forma de querosene, foi o grande avanço tecnológico da época. Posteriormente, a revolução do automóvel trouxe uma enorme demanda por gasolina, levando a indústria do
óleo se expandir rapidamente por todo o mundo. Após a Segunda Guerra Mundial, o negócio foi dominado por um pequeno grupo de empresas muito poderosas e, em sua maioria americanas, que foram apelidadas de Sete Irmãs: Standard Oil of New Jersey, que mais tarde se tornaria a Exxon; a Shell holandesa; British Petroleum, que eventualmente encurtou seu nome para BP; a Standard Oil de Nova York, ou Socony, que se tornou Mobil; Standard Oil da Califórnia, ou Socal, mais tarde Chevron; Gulf Oil; e Texaco. No auge de seu poder, essas empresas dominaram o comércio de petróleo, e definiram os preços internacionais do petróleo.
2.2 O Petróleo
Hoje, o petróleo é a principal fonte de energia do planeta e, além de seus mais conhecidos derivados como a gasolina e o diesel, é fonte também de diversos outros produtos, como querosene, solventes, plásticos, borrachas sintéticas, tintas, etc.
O Petróleo é uma substância oleosa, viscosa e menos densa que a água, composta por grandes quantidades de Carbono e Hidrogênio (hidrocarboneto) e quantidades bem menores de Oxigênio, Nitrogênio e Enxofre, com sua cor variando entre o negro e o castanho claro. Uma porcentagem maior de moléculas pequenas em sua mistura, indica que seu estado físico é gasoso, já uma porcentagem maior de moléculas grandes, indica que seu estado físico é líquido, nas condições normais de temperatura e pressão. (THOMAS, J. E., 2001).
O petróleo é, normalmente, separado em frações de acordo com a faixa de ebulição dos compostos, pois o mesmo contém centenas de compostos químicos, e separá-los em componentes puros ou misturas de composição conhecida é praticamente impossível. A Tabela 1 mostra as frações típicas que são obtidas do petróleo.
Tabela 1 - Frações típicas do petróleo (THOMAS, J.E., 2001)
Fração Temperatura de ebulição (ºC)
Composição
Gás residual Gás Liquefeito de petróleo - GLP - Até 40 C₁-C₂ C₃-C₄ gás combustível, gás combustível engarrafado, uso doméstico e industrial
Gasolina 40 - 175 C₅-C₁₀ combustível de automóveis,
solventes
Querosene 175 - 235 C₁₁-C₁₂ iluminação, combustível de
aviões a jato
Gasóleo leve 235 - 305 C₁₃-C₁₇ diesel, fornos
Gasóleo pesado 305 - 400 C₁₈-C₂₅ combustível, matéria-prima p/
lubrificantes
Lubrificantes 400 - 510 C₂₆-C₃₈ óleos lubrificantes
Resíduo Acima de 510 C₃₈₊ asfalto, piche,
impermeabilizantes
A alta porcentagem de carbono e hidrogênio existente na composição do petróleo mostra que seus principais constituintes são os hidrocarbonetos.
Hidrocarbonetos (carbono + hidrogênio) podem ser classificados quanto sua estrutura, sendo eles, saturados, insaturados e aromáticos. Os hidrocarbonetos saturados, são denominados de alcanos ou parafinas. São aqueles cujos átomos de carbono possuem ligações simples sempre ao maior número de átomos de hidrogênio possível. Podem apresentar estruturas normais (parafinas normais), em ramificações (isoparafinas) ou estruturas cíclicas (naftênicos). Os hidrocarbonetos insaturados, denominados também de oleofinas, apresentam pelo menos uma ligação dupla ou tripla entre os carbonos. Constituem um grupo extremamente reativo. Já os hidrocarbonetos aromáticos, são chamados de arenos, e apresentam pelo menos um anel de benzeno na sua estrutura.
Além dos hidrocarbonetos o petróleo contém outros compostos em quantidades apreciáveis. Esses compostos são considerados impurezas e podem aparecer em todas as faixas de ebulição do petróleo, porém, tendem a se concentrar em frações mais pesadas. Tais compostos são: sulfurados, nitrogenados, oxigenados, resinas e asfaltenos e compostos metálicos.
2.3 A Formação do Petróleo
Dentre diversas teorias existentes para explicar a origem do petróleo, a mais aceita atualmente, é a de sua origem orgânica, ou seja, tanto o petróleo como o gás natural, são combustíveis fósseis, da mesma forma que o carvão. Sua origem se dá a partir de matéria orgânica, animal e vegetal (principalmente algas), soterrada pouco a pouco por sedimentos no fundo de mares ou lagos, em condições de ausência de oxigênio. Normalmente, o petróleo e o gás coexistem, porém, dependendo das condições de pressão e temperatura, haverá maior quantidade de um ou de outro. Para que o petróleo se forme, é necessária a presença de alguns fatores como; contínua deposição de sedimentos geológicos juntamente com a decomposição de matérias orgânicas, que exercem grandes pressões de soterramento e geram altas temperaturas; ausência de ambiente oxidante, no qual a deposição deva ocorrer em rochas impermeáveis.
Em Geologia, o tempo desempenha um papel importantíssimo, onde as condições acima descritas têm que perdurar por milhões de anos, para que a temperatura e a pressão atuantes na crosta, além do tempo, possam interagir na formação do petróleo. O petróleo e o gás, entretanto, não são encontrados nas rochas em que se formaram. Durante o longo processo de formação do petróleo, ocorre sua expulsão da chamada rocha geradora, formada por sedimentos finos que consistem em argila, como, folhelhos, argilitos, sal, etc, que é praticamente impermeável, deslocando para rochas porosas e permeáveis adjacentes, formadas normalmente por arenitos. O petróleo permanece nas rochas reservatório, devido a existência de uma rocha selante que tem características semelhantes a rocha geradora (tamanho de grão fino e impermeável) localizada no topo do reservatório, impedindo o avanço do petróleo para a superfície. Além desses fatores, outro elemento é importante para que o petróleo fique armazenado abaixo da rocha selante. É preciso que haja a formação de uma armadilha ou trapa, que é um arranjo estrutural-geológico em formas de dobras que dão uma forma de cunha ou "guarda-chuva" as rochas impedindo que o gás e o óleo migrem para regiões diferentes. Dessa maneira, o petróleo permanece sob altíssima pressão nas rochas porosas e permeáveis, denominadas rochas reservatório, até que seja eventualmente alcançado pela perfuração de um poço.
2.4 A Cadeia Produtiva do Petróleo
A cadeia produtiva do petróleo se divide em duas fases, Upstream e Downstream. A primeira fase consiste nas etapas de Prospecção, Perfuração e Completação, já a outra
consiste nas etapas de Refino e Distribuição. O termo explorar faz menção as etapas de prospecção e perfuração da fase Upstream da cadeia, ou seja, o objetivo dessa fase é encontrar uma jazida de hidrocarbonetos. O objetivo da Produção é de explotar a jazida com o maior fator de recuperação possível. Essa etapa se dá após a etapa da Completação. O termo explotar, significa produzir petróleo economicamente viável, isto é, todas as fases de teste do poço já passaram e o petróleo produzido será comercializado após seu refino.
2.4.1 Prospecção
Um programa de prospecção tem dois objetivos como principais: localizar dentro de uma bacia sedimentar, indícios e situações que favoreçam a possibilidade da ocorrência de petróleo e, dentre as regiões encontradas, determinar qual tem a maior possibilidade de, de fato, conter petróleo. A prospecção é uma etapa muito importante, pois determina onde serão as primeiras perfurações. Ou seja, a prospecção é a fase que servirá de guia para a etapa mais custosa de toda a cadeia produtiva do petróleo. Sendo assim, todo programa desenvolvido durante essa fase fornece uma enorme quantidade de informações técnicas, pois o investimento é relativamente pequeno quando comparado ao custo de perfuração.
A Geologia de Superfície é a primeira etapa de um programa exploratório. É a realização de um estudo geológico a fim de reconstituir as condições de formação de hidrocarbonetos em uma região. Após essa etapa, iniciam-se os estudos Sísmicos da região. Esses estudos iniciam-se com a geração de ondas que se propagam pelo interior da terra, sendo refletidas e refratadas nas superfícies das rochas de diferentes constituições, e retornando à superfície onde são capturadas por sofisticados equipamentos de registro chamados de hidrofones, no caso de campanhas offshore (Figura 1). Assim os dados sísmicos são adquiridos para a interpretação de geólogos e geofísicos que determinarão, de acordo com as formações, onde, possivelmente, possa vir a existir petróleo.
Logo após a prospecção, vem a etapa da perfuração. Porém, como a perfuração é alvo desse presente estudo, essa etapa será apresentada mais adiante com mais detalhe.
Figura 1 - Esquema de aquisição de dados sísmicos (http://www.rigzone.com) 2.4.2 Completação
Quando a prospecção termina e a fase de perfuração confirma as reservas antes teóricas, são tomadas as decisões quanto ao projeto do campo. Isto é, o número de poços de produção e poços injetores distribuídos no campo. Assim definido, é estudado o layout dos equipamentos submarinos que completarão o campo. A etapa da completação está diretamente relacionada a vida produtiva do poço e envolve altos custos, portanto, é uma fase que deve ser criteriosamente planejada.
Após a perfuração, o poço deve ser equipado para que a produção do óleo e do gás seja segura e econômica, durante toda sua vida produtiva. Esse processo tem início pelas etapas apresentadas a seguir.
2.4.2.1 Instalação dos equipamentos de segurança
O início da completação se dá pela instalação imediata dos equipamentos de segurança do poço. Logo no começo da perfuração são instalados a Cabeça de poço e a BOP (Blowout preventer). Esses equipamentos garantirão a segurança do poço na execução das demais etapas.
2.4.2.2 Condicionamento do poço
Após a instalação dos equipamentos de proteção, é feito o condicionamento do revestimento do poço. Esse procedimento é permitido descendo a coluna de perfuração com uma broca e um raspador próprios para o condicionamento e trocando o fluido de perfuração
(lama) por um fluido de completação. O raspador tem a função de retirar do revestimento fragmentos deixados pela broca de perfuração. Após a raspagem, é feito um teste de estanqueidade sob pressão para verificar a integridade do poço. A Figura 2 apresenta um esquema de condionamento e substituição do poço.
Figura 2 - Condionamento e substituição do fluido de perfuração pelo fluido de completação (THOMAS, J. E., et. al., 2001)
Imediatamente após o condicionamento, é feita uma avaliação da qualidade da cimentação, pois esta tem importância desmedida para a integridade do poço. A cimentação garantirá a vedação hidráulica para o controle da produção, impedir a migração de fluidos da formação para dentro do poço, bem como oferecer suporte mecânico para o revestimento. A Figura 3 mosta um esquema de perfilagem para a verificação do sucesso da cimentação.
Figura 3 - Ferramenta para perfilagem (THOMAS, J. E., et. al., 2001) 2.4.2.3 Canhoneio
Quando cimentado, o poço não está em contato direto com a rocha reservatório e, portanto, o óleo não penetra no poço para sua produção. Assim sendo, a região onde o poço
está diretamente em contato com a formação produtora será canhoneada. No canhoneio são utilizadas cargas explosivas que abrirão frestas tanto na parede do poço quanto na formação. Essa etapa, também, é importante, pois, é verificado que a geometria do canhoneio tem influência direta no índice de produtividade do poço (THOMAS, J. E., et. al., 2001). A Figura 4 mostra um exemplo de canhoneio convencional.
Figura 4 - Canhoneio convencional (THOMAS, J. E., et. al., 2001) 2.4.2.4 Instalação da coluna de produção
A coluna de produção (Figura 5) é composta basicamente por tubos de aço, conectados aos seus demais componentes. As finalidades da coluna de produção são: conduzir os fluidos produzidos até a superfície; proteger o revestimento contra fluidos agressivos e pressões elevadas; permitir a instalação de equipamentos para elevação artificial; possibilitar a circulação de fluidos para o amortecimento do poço, em intervenções futuras (THOMAS, J. E., et. al., 2001).
Figura 5 - Coluna de produção convencional (THOMAS, J. E., et. al., 2001) Os principais componentes da coluna de produção são:
Tubos de produção,
Shear-out ou Sub de pressurização
Hydro-trip
Nipples de assentamento
Sliding sleeve ou Camisa deslizante
Check valve
Packer ou obturador de produção
Junta telescopia (TSR)
Mandril de gás-lift
Válvula de segurança de subsuperfpicie (DHSV) 2.4.2.5 Iniciar o poço para produzir
É feito um teste inicial de produção para medir a vazão e avaliar o desempenho do poço. Esse teste indicará os meios necessários para facilitar a surgência do óleo, ou seja, otimizar a produção. A produção do óleo pode ser feita pelo método de elevação artificial chamada de gas-lift, que é a gaseificação do óleo pelo espaço anular (entre a coluna de produção e o revestimento) com o intuito de diminuir a densidade do mesmo e facilitar sua
surgência na superfície. Há o método de pistoneio que consiste em retirar gradativamente o fluido do poço através de um pistão descido a cabo, que atualmente não é usual.
A produção é iniciada logo após a decisão do uso do método de elevação artificial. O uso desse artifício deve ser estudado, pois, apesar de ajudar na produtividade, o uso do
gas-lift aumenta o custo total do poço.
2.5 Perfuração
Drilling Package é a denominação normalmente utilizada para denominar todo equipamento utilizado em processos de perfuração de poços. Particularmente em processos de perfuração offshore, isto é, processos de perfuração submarina, é comum utilizar-se dessa denominação. Fazem parte do Drilling Package a unidade marítima de perfuração, a coluna de perfuração, e o maquinário responsável por fornecer energia ao sistema.
As unidades marítimas de perfuração podem ser de dois tipos: plataformas (também chamadas de sondas de perfuração) ou navios-sonda. As plataformas se subdividem em: Plataformas Semissubmersíveis; Plataformas Fixas e Plataformas Móveis. As plataformas semissubmersíveis são apoiadas sobre flutuadores submersos, e devido aos movimentos impostos pelas ondas, correntes marítimas e ventos, necessitam de sistemas de posicionamento. Os sistemas de posicionamento podem ser dinâmicos, ou seja, não há contato com o fundo do mar, e de acordo com sensores de posição instalados na plataforma, motores corrigem a posição da mesma respeitando um raio pré-determinado de operação sem que se danifiquem os equipamentos de fundo. Os sistemas de posicionamento também podem ser compostos por âncoras, as quais delimitam o raio de operação da plataforma. Também se enquadram nas plataformas semissubmersíveis aquelas denominadas de Tension-Leg Plataform - TLP, que são ancoradas com os tendões fixos ao fundo do mar por estacas. As Plataformas Fixas são preferencialmente utilizadas em campos localizados em lâminas d'água de até 200 metros e próximos à costa. As plataformas fixas são construídas sobre jaquetas, presas com estacas cravadas no fundo do mar.
As Plataformas Móveis, também conhecidas como plataformas autoeleváveis, possuem estruturas de apoio que ao serem acionadas mecanicamente movimentam-se para baixo até atingirem o fundo do mar. Em seguida, inicia-se a elevação da plataforma acima do nível da água. Essas plataformas são móveis e destinam-se à perfuração de poços exploratórios em pequenas profundidades, até 130 m. Ainda existem os Navios-Sonda, que é
um navio projetado para a perfuração de poços submarinos. Sua torre de perfuração localiza-se no centro do navio, onde uma abertura no casco permite a passagem da coluna de perfuração. O sistema de posicionamento do navio-sonda, composto por sensores acústicos, propulsores e computadores, anula os efeitos do vento, ondas e correntes que tendem a deslocar o navio de sua posição. A Figura 6 mostra como são essas unidades marítimas.
Figura 6 - Principais Tipos de Plataformas (http://www.coopetroleo.com.br) 2.5.1 Componentes da Coluna de Perfuração
O processo de perfuração se dá a partir dessas plataformas, que abrigam a maioria dos componentes do sistema rotativo. O sistema rotativo é responsável por todo o procedimento de perfuração, no qual uma broca localizada na extremidade inferior da coluna executa o trabalho de escavação até a rocha reservatório, onde se abriga o petróleo a ser produzido. A coluna de perfuração é um sistema que inclui todos os equipamentos que são usados para movimentar a broca de perfuração. Os principais equipamentos que são utilizados nesse sistema rotativo são: swivel; kelly; top drive; mesa rotativa; drill pipes e drill
Figura 7 - Esquema do Sistema Rotativo (BOURGOYNE, 1986) 2.5.2 Swivel
O swivel (Figura 8) é o componente que suporta o peso da coluna de perfuração e permite a sua rotação. Ele se encontra no topo do sistema rotativo.
2.5.3 Kelly
O kelly (Figura 9) é a primeira seção da coluna abaixo do swivel. A seção transversal do kelly é geralmente quadrada ou hexagonal, para que dessa forma ele possa ser preso com facilidade na mesa rotativa, podendo girar com mais precisão se comparado à uma seção cilíndrica. O kelly precisa estar em linha reta vertical, e durante sua rotação ele não pode sofrer flexão, pois isso pode causar vibrações laterais que prejudicam todos os componentes no sistema. Seu comprimento está entorno de 40 pés (12192 mm) (fonte: http://rdt-usa.co.). Esse equipamento é mais comum nas perfurações onshore, não sendo visto nas offshores.
Figura 9 - Kelly (jereh-oilfield.com) 2.5.4 Mesa Rotativa
A mesa rotativa (Figura 10) é um sistema mecânico que tem como objetivo transferir torque à coluna de perfuração ao mesmo tempo em que essa coluna possa se deslocar para cima ou para baixo com liberdade. A mesa rotativa não tem contato direto com a coluna perfuração, que por sua vez possui seção cilíndrica, o que dificulta o seu acoplamento. Por isso o kelly é o componente da coluna de perfuração que passa pelo centro da mesa rotativa e recebe o torque dado por ela. A mesa é acionada por um sistema de motores e sua estrutura é formada basicamente por uma espécie de rolamentos ou roletes que tem por finalidade prender o kelly comprimindo-o e deixá-lo deslocar verticalmente, deslizando por esses rolamentos. Assim como o Kelly, esse sistema é mais utilizado em perfurações onshore, não sendo bem aceitos em perfurações offshore.
Figura 10 – Mesa Rotativa (china-ogpe.com) 2.5.5 Top Drive
Dispositivo que, assim como o sistema Kelly-mesa rotativa, tem a função de transmitir torque à coluna de perfuração. É composto por um ou mais motores elétricos ou hidráulicos conectados a um sistema de engrenagem apropriado. Como o Top Drive é preso por um gancho em sua parte superior, o equipamento tem liberdade para se mover para cima e para baixo. Essa é a diferença mais radical do Top Drive para o sistema Kelly-mesa rotativa. Enquanto o outro sistema suporta apenas um drill pipes por vez, no sistema utilizando Top
Drive, é possível ter alguns drill pipes previamente conectados, o que otimiza o tempo de
perfuração.
Além disso, o Top Drive permite que o bombeio e a rotação sejam feitos ao mesmo tempo em uma manobra, o que não é possível no sistema Kelly-mesa rotativa.
Por essas razões, o Top Drive é o equipamento de transferência de rotação para coluna mais utilizado, contribuindo com a minimização do custo total da etapa de perfuração. A Figura 11 mostra o equipamento Top Drive.
Figura 11 - Top Drive (glossary.oilfield.slb.com) 2.5.6 Drill Pipe
A maior parte da coluna de perfuração é composta por tubos de aço, chamados de
drill pipes (tubos de perfuração). Esses tubos, vistos na Figura 12, são classificados pela API
de acordo com seu diâmetro externo, peso por pé, classe do aço e comprimento. De acordo com a API 7G, esses tubos são padronizados por seus comprimentos como Padrão 1, Padrão 2 e Padrão 3. No Padrão 1, o comprimento do tubo varia de 18 a 22 pés (5486,4 mm a 6705,6 mm). No Padrão 2 varia de 27 a 30 pés (8230 mm a 9140 mm). E no Padrão 3 varia de 38 a 45 pés (11582,4 mm a 13716 mm). O Padrão 2 é o mais comum a ser utilizado para perfuração de poços e seu diâmetro está entorno de 2 3/8” a 5” (60,33 mm a 127 mm) e o seu peso varia de 9,9 kgf/m a 62,5 kgf/m. A coluna de perfuração não pode estar sofrendo efeito de compressão, pois sua dimensão esbelta e de paredes finas causariam a flambagem, podendo ocorrer até a ruptura da coluna.
Figura 12 – Tubos de Perfuração (tootoo.com) 2.5.7 Tool Joint
Com o estudo do poço a ser perfurado, se escolhe, então, qual tipo de tubo será utilizado, ou seja, de acordo com as condições de trabalho e profundidade do poço, deve-se optar por um padrão de comprimento do tubo. Para unir os tubos de perfuração são utilizadas conexões denominadas tool joints, que são juntas de aço que prendem um tubo no outro através de roscas cônicas. A parte fêmea da conexão é chamada de box e a parte macho é chamada de pin. Logo, a parte superior do tubo de perfuração deverá ter obrigatoriamente rosca do tipo fêmea e a parte inferior deverá ter rosca do tipo macho, para que tubo a tubo possa ser conectado pelas tool joint. Essas conexões possuem diâmetro de até 33% maior que o diâmetro da coluna de perfuração (BARBOSA, 2007), por isso durante o processo de perfuração onde a coluna estará girando, as juntas ou as tool joints poderão entrar em contato com a parede do poço que é chamado tecnicamente de raisers. Esse contato causará um desgaste excessivo nas juntas, provocando um grande problema no processo de perfuração. O que se faz para amenizar esse problema é usar carbeto de tungstênio como material na superfície da junta, aumentando assim sua resistência ao desgaste. (BOURGOYNE, 1986)
Figura 13 – Junta ou Tool Joint (china-ogpe.com) 2.5.8 Bottom Hole Assembly - BHA
Como a coluna de perfuração é incapaz de trabalhar sobre esforços compressivos, tubos com maiores dimensões e consequentemente mais pesados, são conectados na parte inferior da coluna de perfuração com o objetivo de deslocar a linha neutra de flambagem da coluna de perfuração para esses tubos. Os drill collars são um exemplo desses tubos pesados. Eles são componentes que ficam localizados na parte inferior da coluna de perfuração que tem por objetivo adicionar peso à coluna. Esses drill collars são feitos de tubos de aço que possuem grandes espessuras com o intuito de exercer uma força de peso sobre a broca de perfuração. Para que esses drill collars fiquem centralizados no poço de perfuração, são usados estabilizadores que proporcionam o equilíbrio da coluna. Existem ainda os tubos pesados, conhecidos como Heavy Weight Drill Pipe (HWDP), que são usados entre os drill
collars e os tubos de perfuração (drill pipes). Eles são usados para que a transição dos drill collars para os drill pipes seja a mais flexível possível e, em caso de poços horizontais, são
responsáveis por absorver as tensões axiais exercidas pelos drill pipes. Esses são alguns dos componentes que pertencem à chamada BHA (Botton Hole Assembly), conhecida também como Comando da coluna. Como o nome diz, a BHA é a parte de baixo da coluna de perfuração. Ela é responsável por agrupar os principais equipamentos da coluna de perfuração e responsável também por exercer peso a broca para que ela escave a formação. Além dos componentes já citados acima que pertencem à BHA, existem outros como o Logging While Drilling (LWD) e o Measure While Drilling (MWD), que são sensores responsáveis por fornecer informações sobre o andamento da perfuração. O MWD fornece
informações sobre a direção e inclinação que a coluna de perfuração está seguindo em forma de pulsos de pressão no fluido de perfuração. O LWD tem a finalidade de fazer a perfilagem das formações em tempo real durante a perfuração. Outro equipamento da BHA são os estabilizadores que tem a função de impedir desvios de perfuração provocados pela BHA. Ele guia a BHA pelo poço impedido-a, também, que se choque contra a parede do poço. Esses componentes garantem a qualidade da perfuração e integridade do poço. Há, também, o Rotary Steerable System que é usado em perfurações direcionais. Esse equipamento é responsável pelos desvios da BHA, consequentemente, do poço. Existem diversos meios de modificar a direção do poço enquanto o perfura, com o auxílio de um motor de fundo acoplado ao MWD que possui uma curvatura conhecida. O operador direciona a coluna para a direção desejada e retoma a perfuração utilizando apenas o motor de fundo. Dessa maneira, ao chegar na curvatura de desvio necessário, volta-se a utilizar o outro meio de perfuração garantindo a linha reta no desvio desejado.
Ao projetar-se uma BHA, deve-se considerar o número de drill collars e de HWDP requerido para prover o peso sobre a broca (Weight Over Bit - WOB) adequado. Quando a perfuração é vertical, o WOB deve ser projetado com o intuito de evitar o máximo possível a compressão dos drill pipes (LUBINSK, 1950). Isso só é garantido se o peso da BHA for maior que o peso de toda a coluna de perfuração, formada pelos drill pipes. Chega-se a conclusão de que a BHA varia de acordo com o poço e sua profundidade. Em poços direcionais, a compressão dos drill pipes será inevitável, assim, usa-se drill pipes que suportam o nível de flambagem necessário para a perfuração e tenta-se diminuir o máximo o diâmetro da parede do poço, fatores que tornam a perfuração mais custosa. Em geral, o comprimento da BHA varia de 100 a 300 metros de comprimento (DIVENYI, 2009). A Figura 14 mostra um esquema do conjunto BHA.
Figura 14 - Exemplo de uma BHA (Bottom Hole Assembly) (glossary.oilfield.slb.com) 2.5.9 Lama (ou Fluido) de Perfuração
A operação de perfuração de um poço não está ligada somente à escavação da rocha. Outros processos são necessários, como por exemplo, a limpeza do poço, ou seja, todos os sedimentos de rochas triturados pela broca deverão ser expulsos do poço para que a broca possa trabalhar livremente. O responsável por essa operação é o fluido de perfuração. O fluído de perfuração é usado no processo de perfuração de um poço de petróleo com o objetivo de limpar os fragmentos de rocha que se encontram na broca; exercer pressão hidrostática na formação que se encontra na superfície rochosa para prevenir que fluídos dessa formação escoe para dentro do poço (kick); manter o poço perfurado limpo para que ele possa ser cimentado posteriormente; manter a coluna de perfuração e a broca lubrificadas e resfriadas. O fluído não deve prejudicar a formação rochosa e não deve causar nenhum tipo de dano nos equipamentos de perfuração. Por isso, a escolha do melhor fluído é de extrema
importância para o processo de perfuração, caso contrário, a escolha errada pode acarretar no abandono do poço. O fluído de perfuração para um único poço custa aproximadamente um milhão de dólares (BOURGOYNE, 1986).
O tipo de fluído a ser escolhido é determinado por alguns fatores principais, tais como, tipos de formação rochosa; margem de temperatura, força, permeabilidade, pressão dos fluídos da formação; qualidade da água e; considerações ambientais. Os fluídos de perfuração são, normalmente, feitos à base de água ou óleo e alguns ainda se apresentam em estado gasoso ou até uma mistura de gás/líquido. Os fluídos à base de água são os mais comuns. Os fluídos à base de óleo possuem um custo mais elevado e requer um controle maior com o ambiente ecológico. Esses dois tipos de lama são limitadas a formações rochosas que apresentam alta temperatura. Já o uso de gases como fluídos são utilizados para formações que apresentam um alto grau de impermeabilidade. Com base nessas informações, é de extrema importância fazer um estudo da hidráulica. Na literatura, as pressões de fluidos são consideradas em três condições comuns ao poço. Essas condições são: (1) condição estática onde ambos, o fluido do poço e a coluna de perfuração, estão em repouso, (2) em operação de circulação em que o fluido é injetado para baixo pela parte central da coluna e bombeado para a superfície pelo espaço anular da coluna (espaço entre a parede do poço e a coluna de perfuração), e (3) operação de manobra ou "tripping", em que a coluna está sendo movida para cima ou para baixo passando pelo fluido. As duas últimas condições são complicadas pelo comportamento não newtoniano da lama de perfuração e do cimento. Os cálculos e conceitos fundamentais sobre hidráulica em geral, nem sempre são possíveis de serem aplicados ou ilustrados por completo em perfurações.
As aplicações mais comuns para o estudo da hidráulica que se encontram na literatura são: cálculo dos limites de pressões hidrostáticas para que o poço, a formação e a coluna de perfuração não colapsem, o estudo das pressões críticas para prevenir o “Blowout”, o deslocamento da lama de cimento, a seleção da broca, o aumento das pressões devido aos movimentos verticais da coluna e, ainda, a capacidade de carregamento do fluido de perfuração. Apesar do estudo da hidráulica não fazer parte do escopo principal deste estudo, adiante será analisado um dos problemas mais críticos relacionados a pressões no fundo dos poços. Esse tipo de problema sempre deve ser levado em consideração, pois a integridade do poço depende em grande parte da prevenção desse acontecimento. O escoamento descontrolado do fluido de formação é o problema mais preocupante ou o mais desastroso que se pode acontecer no processo de perfuração. Quando a broca está em operação e os
fluidos de perfuração exercem uma pressão hidrostática na formação, fluidos da formação podem deslocar o fluido de perfuração para fora do poço. Essa falha que ocorre no sistema de controle do poço é chamada de Blowout. Isso pode causar vários danos ao sistema de perfuração, diminuindo a vida de operação da coluna, do poço, além da possibilidade de destruir as reservas de óleo e gás e prejudicar o meio ambiente em sua volta.
Nas sondas, existe um sistema de bombeio composto por diversas bombas e peneiras para remoção dos cascalhos do fluido. A Figura 15 ilustra um sistema de bombeio e limpeza do fluido de perfuração de uma sonda onshore.
Figura 15 - Sistema de Bombeio Onshore (THOMAS, J. E., et. al., 2001) 2.5.10 Blowout Preventer - BOP
A BOP (blowout preventer) (Figura 16) é o equipamento responsável pelo fechamento do poço caso um blowout aconteça. Assim sendo, o motivo para que "blowouts" ocorram, são por conta do surgimento de um "kick", termo usado quando o fluido da formação flui para dentro do poço. A pressão no fundo do poço deve permanecer igual ou pouco acima da pressão dos poros da formação para que os fluidos não vazem para o poço. Entretanto, podem existir áreas nas formações que são mais frágeis, e como também estão sob efeito da pressão do poço, podem vir a fraturar tornando-se um fator crítico e perigoso.
Quando uma camada frágil da formação é fraturada, considera-se que houve um "underground blowout" e perde-se o controle do fluido de formação por esse estar sob alta pressão. Desta maneira, deve haver uma estratégia de controle do poço pela válvula "choke" que consegue manter a pressão no fundo do poço levemente acima da pressão dos poros da formação. Existem diversos outros tipos de problemas decorrentes da hidráulica em poços de petróleo. Por exemplo, a capacidade hidrostática do fluido de perfuração e a flambagem da coluna devido às forças hidrostáticas. Todavia, esses não serão abordados no estudo, pois esse é um tema muito complexo e extenso fugindo do foco deste trabalho que são os problemas decorrentes das vibrações na coluna de perfuração. Na literatura, é abordado em maior quantidade modelos e correlações desenvolvidas para os mais diversos tipos de problemas envolvendo a hidráulica dos poços, o que não acontece quando se entra nos méritos dos modelos que estudam as vibrações.
Figura 16 - B.O.P. (Blowout Preventer) (glossary.oilfield.slb.com) 2.5.11 Broca
A broca é o componente mais importante do sistema de perfuração. Essa ferramenta fica localizada na parte inferior da coluna e é responsável por fazer a escavação da rocha reservatório. Seu princípio de corte se dá pela rotação da mesma. O torque aplicado pela mesa rotativa ou pelo top drive sobre a coluna de perfuração faz com que a broca cisalhe, esmague, ou até mesmo cause a erosão da rocha. A erosão da rocha ocorre devido a fluidos de perfuração que são injetados por orifícios localizados no centro da broca que degradam a formação, facilitando o corte da broca. Além disso, esses fluidos limpam e resfriam a broca, para que sua vida útil seja maximizada. Desde a sua criação, no início do século XX, que
Cabeça de injetora Cabeça de poço Solo Retorno de Lama Válvula gaveta Válvula gaveta Solo da Sonda
se deu juntamente com a descoberta de jazidas de petróleo, seu projeto de engenharia e suas formas geométricas vem sendo modificados ao longo dos anos. O avanço da tecnologia permitiu que essas brocas se tornassem mais resistentes, e por isso, tipos diferentes de rochas puderam ser perfurados. Agora se perfura em topografias de difícil acesso, áreas com restrições urbanas ou ambientais e em lâminas d’água de mais de 2000 metros de profundidade. Cada tipo de broca tem a sua finalidade, por isso, a escolha da melhor broca varia de acordo com as condições de operação, assim, é muito importante que o engenheiro conheça os fundamentos e a geometria de cada broca de perfuração, para que a escolha não resulte de uma perda antecipada da broca.
Os principais tipos de brocas mais utilizados ultimamente em perfuração de poços de petróleo são as brocas sem partes móveis e as brocas com partes móveis.
As brocas sem partes móveis, conhecidas também como brocas de arraste (Drag bits), foram as primeiras a serem desenvolvidas para a perfuração rotativa de poços de petróleo. O seu formato se define basicamente por uma peça única, sem peças móveis, onde lâminas de aço ou elementos cortantes fazem parte da matriz da broca. A principal vantagem das brocas de arraste para as brocas com partes móveis, são que elas não possuem partes rolantes, e por isso, sua vida útil é maior. Existem três variações dessas brocas de arraste, são elas: Brocas com lâminas de aço; brocas com diamantes; e brocas com diamantes policristalinos, ou sintéticos, conhecidos comumente como brocas PDC. Uma das primeiras brocas a serem desenvolvidas com lâmias de aço foi a broca rabo de peixe. O seu formato composto por duas lâminas de aço, que tinham a função de perfurar por cisalhamento a rocha, foi ao longo do tempo melhorada, pois cada vez mais se exigia brocas mais resistentes ao desgaste. A Figura 17 mostra como era essa broca.
Devido às mudanças de condições de operação para cada tipo de rocha, onde em muitos dos casos as brocas sofriam grandes tensões causadas por formações extremamente duras e abrasivas, e o aumento da demanda mundial de petróleo durante a Segunda Guerra, levou a criação de um novo modelo de broca que consistia em fixar pedras de diamante na matriz de carboneto de tungstênio da broca. O mecanismo de perfuração desse modelo é por raspagem e esmerilhamento da rocha. Essa broca não trabalha em grandes profundidades de poço, apesar disso, ela opera em altas rotações, possibilitando taxas de penetração aceitáveis. O tamanho da pedra de diamante varia de acordo com as condições de operação, ou seja, quanto mais dura e abrasiva for a rocha, menor será o tamanho do diamante. O detalhe desse modelo pode ser visto na Figura 18.
Figura 18 – Broca Com Diamantes Naturais (PLÁCIDO, 2009)
Durante a Segunda Guerra mundial, os Estados Unidos passou por sérios problemas com o fornecimento de diamantes naturais vindos da África, o que levou em 1957, um grupo científico a desenvolver o diamante sintético, que posteriormente foi aplicado na indústria de perfuração de petróleo. Conhecida como broca PDC (Figura 19), seu projeto é baseado na fixação de pequenas pedras de diamantes, do tamanho de 1/64 polegadas (0.4mm) (BOURGOYNE, 1986) em aletas de carboneto de tungstênio, na qual essas aletas pertencem a uma matriz de aço do corpo da broca. O seu design com cortadores em formas de pastilhas propiciam um ótimo corte, onde o seu trabalho de perfuração se dá por cisalhamento. Esse tipo de broca é muito utilizado, ultimamente, nas operações de perfuração, pois sua versatilidade de tamanho e rotação possibilitam que ela trabalhe em diferentes tipos de formação, tanto duros quanto moles, apresentando assim, grandes vantagens econômicas. Em muitos casos de operação, pôde-se notar que as colunas equipadas com esse tipo de broca, sofriam efeitos vibracionais que causavam danos a estrutura.
Figura 19 – Broca PDC (tradekorea.com)
As brocas de cone com partes móveis (Figura 20) permitiram a perfuração de formações mais duras e o seu estudo possibilitou uma enorme variação nas formas como três e quatro cones, seus cortadores, indo desde dentes fresado, engrenados para auto limpeza até os de insertos e revestidos com carboneto de tungstênio. Portanto, hoje a disponibilidade de tipos de brocas variando desde sua forma ao seu material é muito grande e suas utilizações vastamente diversificadas.
Figura 20 – Brocas Tricônicas (www.eradrillingservices.com)
Os rolamentos onde os cones se apoiam foram elementos importantes para o desenvolvimento das brocas. A medida que as brocas foram sendo aperfeiçoadas, o peso sobre ela aumentou, tornando a vida útil dos rolamentos menor. A tecnologia de ponta permitiu o desenvolvimento de selos de geometria e materiais avançados, contribuindo para que as brocas de cones se tornassem mais duráveis em ambientes de perfuração mais hostis.
Para melhorar a limpeza do fundo do poço e da estrutura do corte, foram incorporados jatos às brocas de cones. Atualmente, as brocas incluem jatos dirigidos, estendidos, centrais e difusores que ajustaram e melhoraram o processo de limpeza, a estrutura do corte e ainda, possui a refrigeração aprimorada (BOURGOYNE, 1986).
As brocas de cones possuem cones que giram no seu próprio eixo para cortar a formação. Para cada situação existe um tipo de broca de cone apropriada que varia desde os tipos de dentes aos seus rolamentos e seu corpo. Os rolamentos apoiam a estrutura de corte e os cortadores, constituindo parte integral do corpo.
Existem dois tipos de elementos de cortes e três tipos de rolamentos que são usados atualmente. Os elementos de corte são cones com dentes de aço usinados recobertos com metal duro ou cones com insertos de carboneto de tungstênio (BOURGOYNE, 1986). Os rolamentos são de esferas, cilindros, de fricção ou selados. O uso de cada elemento será determinado de acordo com a utilização da broca, seu tamanho, peso suportado e a formação a ser perfurada.
A estrutura do corte ou a forma como os dentes cortam a formação é afetada com a geometria dos cones. Uma superfície cônica única em uma broca, ou seja, seu eixo no centro de rotação rodará no fundo do poço sem ações de deslizamento. O eixo no centro de rotação significa dizer que o offset é zero. Offset é o ângulo entre o eixo de rotação da broca com o plano vertical, determinando o grau de ação de raspagem dos dentes. Brocas com offset diferente de zero possuem a superfície exterior do cone rodando ao redor de seu eixo teórico e as fileiras interiores, perto do centro, em seu próprio eixo. Esse caso possui maior taxa de raspagem, pois os cones são forçados a rodar em torno do centro da broca, gerando diferentes ângulos de ataque. Aumentar o offset dos cones, então, é uma medida para ampliar a taxa de perfuração. Na Figura 21, pode-se entender mais facilmente a influencia do offset na perfuração.
Figura 21 – Ângulo de offset do cone (PLÁCIDO, 2009)
Outra característica de projeto importante é o corpo da broca. Além de garantir a rigidez para que os cones trabalhem, o corpo da broca tem o importante papel de direcionar o fluido de perfuração para tornar a limpeza do poço e refrigeração da broca o mais eficiente possível. Existem orifícios, conhecidos como jatos, que direcionam o fluido para alcançar os objetivos determinados. Os jatos são fabricados de carboneto de tungstênio para evitar as erosões provocadas pela alta velocidade do fluido de perfuração no corpo da broca. É necessário um sistema de bombas de alta tecnologia que garantam força hidráulica suficiente para a limpeza e retirada de material do poço.
Como são as mais utilizadas e com a maior variação de formas e tamanhos, consequentemente são as mais fabricadas. Cada fabricante possui um projeto diferente de brocas de cones, mas a IADC (International Association of Drilling Contractors) padronizou por seus tipos, dentes, classe de formação e características mecânicas todas as brocas de cones que possam ser fabricadas.
2.6 A Perfuração do Poço
A perfuração de um poço de petróleo é realizada através de uma sonda de perfuração. Nela, a coluna de perfuração é descida com a broca de diâmetro definido em sua extremidade. Ao passo que perfura-se a formação, os fragmentos de rocha são retirados do
poço, continuamente, através do fluido ou lama de perfuração. A injeção desse fluido é feita por bombas para dentro do espaço anular do poço.
A medida que se avança com a perfuração, é necessário que o poço seja revestido e cimentado com a finalidade de protegê-lo de possíveis problemas de formações não consolidadas, como vazamento de fluidos de formação para o interior do poço, bem como desmoronamento da mesma. Sendo assim, a coluna de perfuração é retirada do poço e desce uma coluna de revestimento de aço, de diâmetro inferior ao da broca. Devido a esse menor diâmetro, fica existente um novo espaço entre as rochas da formação e a parte externa da coluna de revestimento. Tal espaço é utilizado para cimentar o poço, e assim, garantir toda a segurança necessária. Após a cimentação todo o processo se repete, porém, com diâmetros sempre inferiores ao do processo antecessor. Fica visível, então, que um poço de petróleo é perfurado em diversas fases, caracterizadas pelos diâmetros de brocas diferentes.
A perfuração de um poço pode ser definida pelas seguintes etapas e visualizada pela Figura 22:
1. Perfurar fase inicial de condução;
2. Descer e cimentar revestimento de condução*; 3. Perfurar fase intermediária;
4. Descer e cimentar revestimento intermediário; 5. Perfurar fase de produção;
Figura 22 - Etapas da Perfuração de um Poço (THOMAS, J. E., et. al., 2001) É importante atentar que ao descer e cimentar o revestimento de condução, também, é descido o Blowout Preventer (B.O.P.), junto com a cabeça de poço.
1. 2. 6. 3. 4. 5.
3 Modelos Utilizados
3.1 Vibrações no Processo de Perfuração
As vibrações em perfuração de poços são fenômenos decorrentes da interação dos equipamentos de perfuração (broca e os drill pipes), com a formação e o revestimento do poço. Estas vibrações, mesmo sendo frequentes na operação, são indesejadas quando em níveis muito altos, ocasionando falha prematura na coluna por fadiga dos componentes, desgaste excessivo da broca, diminuição da taxa de penetração e em um pior cenário a perda da coluna pela ruptura dos drill pipes.
As vibrações induzem três tipos de movimentos na coluna de perfuração: movimentos ao longo da coluna (axiais), movimentos causadores de torque (torcionais) e os que causam movimentos de lado a lado da coluna (laterais). Estes três movimentos coexistem na operação de perfuração, e na maioria dos casos um modo de vibração interfere no outro, podendo em certas condições de operação um movimento ser a origem de outro tipo de movimento. Ainda, os movimentos ditos são os responsáveis pelos tipos de vibrações não suaves encontrados no processo, vibrações do tipo bit-bounce, stick-slip e whirl.
3.1.1 Vibração Axial e Bit-Bounce
As vibrações axiais são aquelas responsáveis por deslocamentos paralelos ao eixo da coluna de perfuração. Devido a movimentos induzidos pela passagem dos dentes da broca, a coluna como um todo é deslocada axialmente gerando tensões trativas e compressivas localizadas em seus componentes. Dois dos grandes problemas observados quando da ocorrência de vibrações axiais são a diminuição da taxa de penetração da broca e a flambagem dos drill pipes, que por serem particularmente esbeltos devem sempre trabalhar em tração.
O tipo de movimento vibratório denominado bit-bounce é representado por um deslocamento não suave na direção axial da coluna de perfuração (Figura 233), ou seja, em determinados instantes a broca perde o contato com a formação dando pequenos saltos para fora da zona de corte. Este movimento é associado a colunas muito compridas, ou seja, com baixa rigidez axial e é mais ocorrente e danoso nas brocas tricônicas, pelo fato destas possuírem partes móveis.
Figura 23 – Vibração Axial (slb.com)
As vibrações axiais influenciam diretamente no parâmetro da taxa de penetração da broca, tornado a operação de perfuração mais dispendiosa na presença deste tipo de vibração. Alguns procedimentos podem ser tomados quando observado o bit-bouce, como os mostrados na Tabela 2.
Tabela 2 – Ações a tomar quando detectado bit-bounce segundo a indústria do petróleo. (de VASCONCELLOS, 2010)
Procedimento Observações
Aumentar ou diminuir a rotação (RPM) em incrementos de 10 até minimizar os níveis de vibrações ou alcançar os limites de RPM.
Ao reduzir o RPM tomar cuidado para não induzir outros tipos de vibrações.
Retirar a broca do fundo do poço e reiniciar a broca da seguinte forma: Rotação: 60 a 80 RPM
Posicionar a broca no fundo e aumentar lentamente o peso sobre a broca até o valor operacional.
Aumentar o RPM até o valor operacional.
Cuidado ao aumentar o peso sobre a broca para não gerar stick-slip.
