TAMARA BARBOSA PORTO
ELEMENTOS TUBULARES PARA CONSTRUÇÃO DE POÇOS DE PETRÓLEO: desafios relativos à integridade estrutural e hidráulica
Rio de Janeiro 2018
TAMARA BARBOSA PORTO
ELEMENTOS TUBULARES PARA CONSTRUÇÃO DE POÇOS DE PETRÓLEO: desafios relativos à integridade estrutural e hidráulica
Trabalho de Conclusão de Curso apresentado ao curso de Engenharia de Petróleo e Gás da Universidade Veiga de Almeida como exigência parcial para obtenção do título de Bacharel em Engenharia de Petróleo e Gás.
Orientador: Prof. Eduardo dos Santos Radespiel, PhD.
Rio de Janeiro 2018
UNIVERSIDADE VEIGA DE ALMEIDA
ELEMENTOS TUBULARES PARA CONSTRUÇÃO DE POÇOS DE PETRÓLEO: desafios relativos à integridade estrutural e hidráulica
Tamara Barbosa Porto Eduardo dos Santos Radespiel, PhD.
Aprovada em 28 de novembro de 2018, por:
Prof. Dr. Eduardo, dos Santos Radespiel, PhD (Orientador – UVA)
Prof. Msc. Paulo Guilherme Oliveira de Oliveira (UVA)
Dr. Jose Manuel Antelo Gomez (CONVIDADO)
Rio de Janeiro 2018
Dedico este trabalho aos meus pais, Cléa B. Brovini Porto e José Brovini Porto, por toda compreensão, dedicação, carinho e auxílio para minha formação, pelas palavras de conforto na hora certa e por todo apoio nesta trajetória. A minha avó, Maria das Mercês Brovini Porto (in memoriam), pelo exemplo de perseverança e carinho, que sempre acreditou no meu potencial.
A minha irmã Ana Clara Barbosa Porto e Tia Maria das Graças Brovini Porto pelo carinho e apoio.
À professora que sempre me incentivou e me apoiou para alcançar meus objetivos, Lucia Maria Kroker.
E a todos os meus amigos que tem me apoiado ao longo desta trajetória.
AGRADECIMENTOS
Primeiramente agradeço a Deus, pela sabedoria e força ao longo desta caminhada, por todas as bênçãos concedidas para que isto se concretizasse.
Aos meus amigos espirituais que me tem me ajudado nos momentos de angústia, me auxiliando na busca pelo equilíbrio e na prática do exercício da fé.
A minha família, por estar presente em todos os momentos da minha vida. Pelos lanches da minha mãe para nossos grupos de estudo e pelo auxílio do meu pai com os cálculos e trabalhos.
A todos os meus amigos da antiga UGF (Universidade Gama Filho) em especial Leonardo Santos, Karol Gimenez e Stewart Felizardo os quais me acompanharam e conviveram comigo nos momentos difíceis, fomos apoio um do outro para não desistir de nossos sonhos. Às amigas, quase primas, mais especiais Ana Clara Fortes, Dayane Cristiane, Carol Assereuy pelas cantorias na madrugada para espantar o sono para estudar.
Aos novos amigos feitos na Veiga de Almeida em especial Daniel Resende, Wilson Marinho, Leonardo Peres, Priscila Gomes, Taylane Muniz, Bruno Felipe, Rafaela Furtado, Jhonata Cirilo, Bruna Borges, pelo companheirismo e risadas ao longo dessa jornada.
Ao meu amigo Luiz Carlos pelas palavras de apoio e incentivo para que eu acreditasse no meu potencial, e pelos ensinamentos espirituais o meu sincero obrigado.
Aos meus amigos Leticia Ribeiro e Felipe Munis pelo apoio e companheirismo em nossas confraternizações em Petrópolis.
A todos os colegas de classe que durante os últimos anos colaboraram com os estudos e por todos os momentos de descontração.
À professora Lucia Maria Kroker por toda a disponibilidade, paciência e ensinamentos ao longo de nossa trajetória acadêmica.
À professora Monica Elizabete Caldeira Deyllot pela orientação, dedicação e constante incentivo em nossos grupos de estudo.
Ao Professor Marcos Vitor, pelos conhecimentos transmitidos com feedbacks quase que instantâneos. Pelas inspiradoras aulas de Reservatório e apoio em outras disciplinas.
Ao meu orientador, Prof. Ph.D. Dr Eduardo dos Santos Radespiel, pela atenção, orientação, ensinamentos e disponibilidade durante a realização desse trabalho.
Aos demais professores e integrantes pelos conhecimentos transmitidos, orientação, discussões e apoio prestados durante toda minha formação acadêmica e na realização deste trabalho.
À Universidade Veiga de Almeida (UVA), por nos acolher em um momento de incertezas e conceder-nos a oportunidade de gozar de um curso de excelência compatível com condições de mercado.
Meus sinceros agradecimentos a todos aqueles que de alguma forma contribuíram para que a conclusão deste trabalho se tornasse possível.
“Só sabemos com exatidão quando sabemos pouco, à medida que vamos adquirindo conhecimentos, instala-se a dúvida.”
RESUMO
Os elementos tubulares são essenciais na indústria do petróleo e gás, desde a perfuração e completação de poços de exploração e produção até transporte para refinarias e redes de distribuição transportando óleo e gás natural. As condições em que as empresas de petróleo e gás operam atualmente se tornam cada vez mais complexas para encontrar e explorar novas reservas, apresentando demandas extraordinárias para os fabricantes de tubos e fornecedores de serviços. Produtos tubulares de aço são usados na perfuração de poços e nas atividades de completação e são fabricados em uma gama de materiais testados, com características adequadas para atender a necessidades e aplicações específicas em cenários de aplicação altamente desafiadores. Qualidade e confiabilidade são fatores fundamentais em uma indústria em que os investimentos envolvem grandes riscos econômicos, humanos e ambientais. O presente trabalho visa, por meio de revisão bibliográfica, descrever a importância dos elementos tubulares (revestimentos e colunas de produção e injeção) para a integridade estrutural (carregamentos mecânicos, corrosão e outros) e hidráulica (minimizar problemas de vazamento, especificando e qualificando corretamente conexões) dos poços. A pesquisa foi realizada através de informações coletadas em artigos científicos, monografias, patentes, livros e dissertações de mestrado e doutorado que foram obtidos em bancos de dados eletrônicos, bem como no portal OnePetro da Society of Petroleum Engineers (SPE), ISO (International Organization For Standardization) e normas da Petrobrás disponíveis nas mídias digitais. Foi possível discutir de modo geral os componentes de coluna e revestimentos, suas funções, os esforços sofridos e as dificuldades encontradas durante a vida do poço, podendo esta pesquisa contribuir com futuros trabalhos de fins acadêmicos.
ABSTRACT
Tubular goods are essential in the oil and gas industry whose applicability ranges from exploration and production activities (drilling, completion and production of wells) to transportation to refineries and distribution networks carrying oil and natural gas. The conditions under which oil and gas companies operate today become increasingly complex to find and exploit new reserves, bringing extraordinary demands to pipe manufacturers and service providers. Tubular steel goods are used in well drilling and completion activities and are manufactured in a range of tested materials with characteristics suited to meet specific needs and applications in highly challenging application scenarios. Quality and reliability are key factors in an industry where investments involve great economic, human, environmental risks. The present work aims, through a literature review, to describe how the importance of tubular elements (linings and column) for structural integrity (mechanical loading, corrosion, etc.) and hydraulic (minimizing leakage problems, specifying and correctly qualifying connections) of wells. The research was carried out through information collected in scientific articles, monographs, patents, books and master's and doctoral dissertations that were obtained in electronic databases, as well as in the OnePetro portal of the Society of Petroleum Engineers (SPE), ISO (International Organization For Standardization) and Petrobras standards available in digital media. It was possible to discuss in a general way the components of column and coatings, their functions, the efforts suffered and the difficulties encountered during the life of the well, being able this contribution to contribute with future works of academic ends.
LISTA DE FIGURAS
Figura 1- Etapas de perfuração de poços ... 17
Figura 2 - Exemplo do esquema dos revestimentos de um poço de petróleo em campo offshore ... 20
Figura 3 - Fases do poço e seus revestimentos ... 21
Figura 4 - Etapas de Completação de Poços ... 22
Figura 5 - Diagrama de blocos qualidade da cimentação ... 24
Figura 6 - Exemplo da diferença das conexões API x Premium ... 33
Figura 7 - Apresentação esquemática das etapas do processo Mannesmann: a) Vista frontal do processo b) Vista tridimensional detalhada dos elementos do processo. ... 36
Figura 8 - Exemplos de esquemas de laminador de tubo sem costura utilizados pela empresa JFE Steel ... 38
Figura 9 - Ilustração tratamentos térmicos e termoquímicos aplicados aos aços ... 42
Figura 10 - Esquema de exemplo para leitura de nomenclatura de aços ... 44
Figura 11 - Exemplo de tubo corroído por pite ... 50
Figura 12 - Exemplo de corrosão eletroquímica ... 51
Figura 13 - Esquema de ocorrência de corrosão em poços injetor e produtor ... 52
Figura 14 - Exemplo de proteção catódica ... 57
Figura 15 - Diferenças nas aplicabilidades ânodo versus cátodo ... 57
Figura 16 - Gráficos que demonstram a relação da pressão parcial com a taxa de corrosão ... 58
Figura 17 - Desenvolvimento das conexões premium dos três fabricantes líderes e os seus principais produtos ... 63
Figura 18 - Demonstra o esquema dos níveis de CAL em uma malha ilustrativa ... 64
Figura 19 - Resistência ao colapso em função relação OD/t ... 69
Figura 20 - Esquema dos regimes de falhas por colapso ... 69
Figura 21 - Exemplo de esquema de um poço offshore vertical com anulares confinados ... 73
Figura 22 - Tubos de revestimento após sofrer colapso por APB ... 74
Figura 23 - Esquema de coluna de produção ... 77
LISTA DE TABELAS
Tabela 1- Diâmetro do revestimento ... 29
Tabela 2 - Grau API dos Aços ... 30
Tabela 3 - Requerimentos químicos para seleção de revestimentos de grau API ... 31
Tabela 4 - Comprimento dos ranges ... 34
Tabela 5 - Utilização da normativa versus a melhor designação de cada tipo de aço ... 45
Tabela 6 - Metalurgia de tubos de produção ... 49
LISTA DE ABREVIATURAS
ASTM-American Society for Testing and Materials API-American Petroleum Institute
BOP-Blowout Preventer CCL-Casing Collar Locator GR-Gamma Ray
TCP-Tubing Conveyed Perforation VDL-Variable Density Logging CBL- Cement Bond Logging AMN-Árvore de Natal Molhada ANP-Agência Nacional de Petróleo
SGIP-Regulamento Técnico do Sistema de Gerenciamento da Integridade de Poços OD-Diâmetro Externo
ID-Diâmetro Interno
ISO-International Standards Organization SAE-Society of Automotive Engineers AISI-American Iron and Steel Institute
ABNT-Associação Brasileira de Normas Técnicas UNS-Unified Numbering System
BSW-Basic Sediment and Water CRA-Corrosion Resistant Alloy OCTG-Oil Country Tubular Goods CAL-Connection Application Levels APB-Annular Pressure Buildup
ECD- Equivalent Circulating Density (Densidade Equivalente quando Bombeando) COP - Coluna de Produção
COI- Coluna de Injeção
DHSV-Down Hole Safety Valve
SUMÁRIO
1. INTRODUÇÃO ... 14
1.1 APRESENTAÇÃO DO TEMA E OBJETIVO ... 14
1.2 JUSTIFICATIVA ... 15
1.3 METODOLOGIA ... 15
1.4 ORGANIZAÇÃO DO DOCUMENTO ... 16
2.0 CONSTRUÇÃO DE POÇOS ... 17
2.1 IMPORTÂNCIA ESTRUTURAL E INTEGRIDADE DE POÇO DOS TUBOS DE REVESTIMENTO E DE COLUNA DE PRODUÇÃO/INJEÇÃO. ... 26
2.2. COMPRIMENTO DA SEÇÃO ... 28
2.3. DIÂMETRO NOMINAL... 28
2.4. PESO NOMINAL ... 29
2.5. CONEXÕES ... 31
2.6. RANGE ... 34
3.0 PRINCÍPIO DE FABRICAÇÃO DE TUBOS DE REVESTIMENTO E DE PRODUÇÃO/INJEÇÃO ... 35
3.1. PROCESSOS DE FABRICAÇÃO ... 35
3.1.1 Produção por Tubo Penetrante Rotativo (Processo Mannesmann) ... 35
3.2. TRATAMENTOS TÉRMICOS... 39
3.3. METALURGIA ... 42
3.3.1 Corrosão... 50
3.3.2 Corrosão na Indústria do Petróleo ... 52
3.4 PRESSÃO PARCIAL DE GASES ÁCIDOS ... 58
3.5 FORMAS DE MITIGAR OS EFEITOS CORROSIVOS ... 59
3.6 QUALIFICAÇÃO... 61
4.0 CRITÉRIOS DE PROJETO DE REVESTIMENTO ... 65
4.1. ESPECIFICAÇÕES DE UM TUBO DE REVESTIMENTO ... 65
4.2. ANÁLISE DE ESFORÇOS E TENSÕES ... 66
4.3 DESAFIOS: AUMENTO DE PRESSÃO ANULAR DEVIDO AO EFEITO TÉRMICO EM FLUIDOS CONFINADOS ... 71
5.0 CRITÉRIOS DE PROJETO DE TUBOS DE PRODUÇÃO ... 76
5.1 ESPECIFICAÇÕES E DIMENSIONAMENTO ... 77
5.2 ANÁLISE DE ESFORÇOS E TENSÕES ... 80
5.2.2 Perfil de Pressão Externa para dimensionamento à pressão interna para este cálculo
deverá obedecer a metodologia a seguir: ... 82
5.2.3 Perfil de Pressão Externo para Dimensionamento ao Colapso... 83
5.2.4 Perfis Internos para Dimensionamento ao Colapso ... 84
5.2.5 Perda de Circulação ... 84
5.2.6 Esvaziamento Total (Full Evacuation) ... 85
5.2.7 Esvaziamento Parcial (Partial Evacuation) ... 85
5.2.8 Perfis Internos para Dimensionamento à Pressão Interna ... 87
5.2.9 Teste de Pressão... 89
5.2.10 Furo na Coluna de Produção (Tubing Leak) ... 89
5.2.11 Furo na Coluna de Injeção ou de Estimulação ... 91
5.2.12 Cálculo dos Carregamentos ... 91
5.2.13 Dimensionamento aos Carregamentos Axiais ... 91
5.2.14 Conexões de Revestimentos, Colar de Estágio e Canhoneio para Recimentação . 93 6.0 CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES ... 94
1. INTRODUÇÃO
A demanda energética mundial é ascendente desde a Revolução Industrial, causado pelo desenvolvimento assíduo do setor industrial, em especial o automobilístico, e pelo crescimento populacional (ALMEIDA, 2017). Assim sendo, a demanda do setor Petrolífero ganha força para atende-la, necessitando de estudos e investimento em tecnologia para suprir os desafios do setor.
Observa-se hoje no Brasil um cenário de início de crescimento de produção, após passar por instabilidades econômicas e escândalos políticos. Momento para reestruturação e investimentos por tecnologias com soluções mais acessíveis, de modo que sejam economicamente viáveis no cenário atual do mercado de óleo e gás.
Ouve-se atualmente que “a era do petróleo fácil acabou”, evidencia-se um cenário cada vez mais desafiador e hostil, com águas profundas, como no caso do pré-sal (LOPES, 2017). Para isto se faz necessário expertise de conjuntas áreas para uma produção eficiente e segura. As explorações das reservas de petróleo na camada de pré-sal, no Brasil, ganham cada dia mais atenção, pois essas descobertas elevaram a economia brasileira a um novo patamar de reservas e produção de petróleo, conferindo uma posição de destaque da Petrobras no ranking mundial das grandes empresas de energia. (ALMEIDA,2017)
Com isso, o estudo sobre os elementos tubulares e sua metalurgia aplicada aos poços de petróleo ganha destaque, pois todo processo é influenciado pelos materiais. O processamento, estrutura, propriedades e desempenho são vertentes e estão relacionadas entre si, ou seja, a estrutura de um material dependerá da maneira pela qual o mesmo foi processado. Além disso, o desempenho será em função das suas propriedades e aplicabilidades (CEGLIAS, 2012).
1.1 APRESENTAÇÃO DO TEMA E OBJETIVO
São perceptíveis o empenho para estudos e a busca crescente por materiais e processos cada vez mais eficazes e eficientes na indústria de um modo geral, principalmente na indústria óleo e gás. Emprega-se hoje em dia uma variedade muito grande de materiais para a fabricação de tubos, só a A.S.T.M. (American Society for Testing and Materials) especifica mais de 500 tipos diferentes de materiais. (SENAI,2014). Dentre os diversos materiais catalogados pela ASTM, destacam-se os mais utilizados na fabricação dos tubos: tubos metálicos (ferrosos e não ferrosos), tubos não-metálicos e tubos de aço com revestimento interno.
As tubulações industriais são utilizadas em vários setores da indústria petrolífera como no processamento, refinarias de petróleo, para transportar fluídos, oleodutos, gasodutos, revestimento e tubos para completação de poços, etc.
As tubulações industriais podem ser divididas em 2 classes distintas: tubulações dentro de instalações industriais e tubulações fora de instalações industriais. As tubulações dentro de instalações industriais abrangem tubulações de processo, utilizadas para transmissão hidráulica e de drenagem. As tubulações fora de instalações industriais abrangem tubulações de transporte (adução, transporte e drenagem) e tubulações de distribuição (distribuição e coleta). (PORTAL..., 2018)
A escolha assertiva de um dado material é imprescindível para desempenhar qualquer função neste setor, pois há um cenário de trabalho altamente agressivo com comportamentos químicos e físicos severos. Um problema complexo cuja solução depende principalmente da pressão e temperatura de trabalho, do fluído conduzido e suas características de corrosão e contaminação, do custo, do maior ou menor grau de segurança necessário, das sobrecargas externas que existirem, e também, em certos casos, da resistência ao escoamento, ou seja, perdas de carga. (SENAI, 2014)
O intuito deste trabalho foi estudar o desempenho dos revestimentos e elementos tubulares utilizados em poços (produção e injeção) de petróleo diante dos cenários hostis aos quais são submetidos, seus desafios e futuras superações.
1.2 JUSTIFICATIVA
Num panorama da exploração em áreas de cada vez mais difícil acesso, progressivamente torna-se fundamental aprofundar o conhecimento técnico envolvido nas operações de construção de poços.
Visando este cenário irá se abordar os tipos de revestimento de poços, que demonstram fundamental importância perante seus principais desafios que vão da escolha do material, corrosão, resistência, estrutura e composição química.
1.3 METODOLOGIA
A revisão bibliográfica, ou revisão da literatura, é a análise crítica, meticulosa e ampla das publicações correntes em uma determinada área do conhecimento (TRENTINI E PAIM, 1999).
Neste trabalho foi adotado o método de pesquisa bibliográfica, trata-se do levantamento de publicações em livros, revistas e outros portadores de texto como documentos eletrônicos, que possibilitam a análise e comparações entre os diversos autores, garantindo uma base teórica para a pesquisa. (MARTINS, 2001)
A pesquisa bibliográfica procura explicar e discutir um tema com base em referências teóricas. Busca também, conhecer e analisar conteúdos científicos sobre determinado tema (MARTINS, 2001). Com foco na metalurgia do revestimento de poços, suas estruturas e desafios. O alicerce técnico utilizado para elaboração deste trabalho provém das recomendações práticas contidas nas normas e padrões API, ISO e Nortec disponibilizadas em âmbitos digitais.
1.4 ORGANIZAÇÃO DO DOCUMENTO
A monografia foi estruturada em 7 capítulos, sendo este o Capítulo 1, no qual é feita a introdução do tema principal e objetivo, apresentando justificativa, metodologia e estrutura. O Capítulo 2 apresenta um detalhamento da construção de poço, a importância estrutural e para a integridade de poço dos tubos de revestimento e da coluna.
O Capítulo 3 é destinado ao tema central da monografia, os princípios de fabricação de tubos de revestimento e de produção/injeção, com ênfase nos processos de fabricação, tratamentos térmicos, metalurgia e qualificação perante a vedação. O Capítulo 4 expõe os critérios de projeto de revestimento, analisando as especificações de um tubo de revestimento, análise de esforços e seus desafios.
O Capítulo 5 exprime os critérios de projeto de tubos de produção/injeção e especificações de tubos de produção com a análise de esforços e tensões. O Capítulo 6 discorre sobre as considerações finais acerca do tema proposto, que propõe a necessidade estudos para perspectivas futuras com o estudo da Nanotecnologia.
No Capítulo 7, por fim, estão dispostas todas as Referências Bibliográficas utilizadas para conduzir o estudo e possibilitar a apropriada elaboração do trabalho.
2.0 CONSTRUÇÃO DE POÇOS
Observa-se que em todo desenvolvimento de projeto e construção de um poço de petróleo, se utilizam vários componentes sendo os derivados de ligas metálicas uns dos mais importantes, dentre estes estudos deve-se destacar também a importância de se combater corrosão crescente em ambientes onde o custo da intervenção em poços é mais alto. Por exemplo: em poços terrestres, é comum se utilizar colunas em aço carbono, pois é mais barato trocar a mesma, o que é impensável em poços submarinos. Para melhor esclarecer isto, faz-se necessário uma breve estruturação da construção de um poço e seus componentes. Obviamente, o projeto de poços de petróleo segue o mesmo processo de implantação de um projeto de engenharia como outro qualquer. Nas fases iniciais o nível de detalhamento é mais baixo, atingindo o seu maior grau na fase de definição e execução. Durante a etapa de planejamento é definido o projeto dos poços que farão parte do projeto, ou seja, é realizado o detalhamento das fases de perfuração e completação. Esse detalhamento é feito com base em diversas análises e definições, como por exemplo, análise de geopressões, definição do fluido de perfuração, quantidade de fases do poço, tipo de revestimento e cimentação adequados, tipo de broca, entre outros. (ROCHA E AZEVEDO, 2009).
Após finalizado o projeto do poço e posições sobre materiais, logística, e das embarcações necessárias para realizar o serviço, sendo um projeto como um todo economicamente viável, inicia-se a execução.
Com base no projeto de poço definido para um projeto em específico é iniciada a perfuração dos poços através de uma sonda. O poço é dividido em fases, onde cada uma delas é determinada pelo diâmetro da broca ou do alargador que está sendo utilizado na perfuração (ROCHA E AZEVEDO, 2009).
A definição da quantidade de fases em um poço depende das características das zonas a serem perfuradas e da profundidade final prevista. Em geral, para execução de cada fase são necessárias três atividades, conforme apresentado na Figura 1. (MARTINS, 2014)
Fonte: Martins,2014 Figura 1- Etapas de perfuração de poços
Na perfuração, o objetivo principal é atingir os reservatórios de interesse, com o mínimo de comprometimento de suas propriedades permoporosas, i.e., sem danificar a futura formação produtora, construindo um conduto cilíndrico que interligue a cabeça de poço submarina, que posteriormente será interligado à plataforma produtora, à formação, possibilitando a execução da sequência operacional prevista até a conclusão do poço.
Existem basicamente dois métodos de perfuração: o método percussivo e o método rotativo. Na perfuração com o método percussivo, também designado por perfuração a cabo (cable tool drilling), o avanço do poço é feito golpeando sucessivamente a rocha com uma broca sustentada por um cabo de aço, causando a sua fragmentação por esmagamento. Para limpeza do poço, após vários golpes retira-se a broca e os cascalhos (cuttings) gerados no interior do poço são retirados através da descida de uma ferramenta denominada por caçamba. Porém, este método é de um passado remoto, há praticamente 120 anos, desde a virada do século XX, a indústria começou a utilizar o método de perfuração rotativa que vem sendo aprimorado cada vez mais pela tecnologia. (CHIPALAVELA,2013)
Conforme mencionado acima, atualmente utiliza-se na indústria a perfuração dos poços por rotação, que consiste na perfuração das rochas através de rotação e peso aplicados à broca existente na extremidade inferior da coluna de perfuração. Os fragmentos da rocha (cascalhos) são continuamente removidos através do fluido que é injetado, retomando posteriormente pelo espaço anular. (PINTO, 2012)
Os fluidos de perfuração exercem papel fundamental nesta operação, tem o papel de fornecer a estabilidade ao poço, impedir influxos indesejados de fluidos da formação, além de carrear os cascalhos gerados pela broca até a superfície durante a perfuração. Também resfria a broca e mantem formações reativas estáveis. São compostos por um fluido base água ou base óleo, viscosos com sólidos em suspensão.
Em uma determinada profundidade, a coluna de perfuração é retirada e é descida uma tubulação de aço (revestimento) que é cimentada para prover isolamento das rochas atravessadas, dando suporte estrutural e proteção contra corrosão e com isso permitir o avanço da perfuração com segurança. (PINTO, 2012).
Os tubos das colunas de revestimento têm o diâmetro definido em função do diâmetro da broca que perfurou a fase onde esta coluna de revestimento será instalada. Em ambos os casos, considerações sobre carregamentos (esforços e tensões), corrosão, desgaste, etc. são feitas de forma a garantir a integridade destes elementos tubulares. Em geral, o grau do aço refere-se à resistência mecânica e química do tubo. A espessura é especificada de acordo com as simulações de esforços e tensões para os diversos cenários de carga aos quais o tubo será
submetido ao longo de sua vida (desde a construção até o abandono do poço). A especificação das conexões está mais associada aos carregamentos axiais e exigências de estanqueidade da coluna de produção/injeção ou revestimento. Os tubos são especificados de acordo com:
• Tamanho do Tubo: Esta seleção dependerá do diâmetro, está baseada na vazão prevista do poço ou da bomba. Em ambos os casos, considerações sobre carregamentos (esforços e tensões), corrosão, desgaste, etc. são feitas de forma a garantir a integridade destes elementos tubulares.
• Grau do Tubo: API tem designado que o grau se refere a propriedades mecânicas e químicas do tubo.
• Peso do Tubo: É uma função da espessura da parede de tubo.
• Conexões Rosqueadas: está associada ao tipo de vedação, se é API que utiliza a vedação com graxa, ou Premium, vedação metal-metal. Considerando os carregamentos axiais e exigências de estanqueidade da coluna de produção/injeção ou revestimento.
Fonte: Tenaris, 2013
Os revestimentos possuem diversas funções e geralmente são classificados da seguinte forma (THOMAS, 2001):
• Revestimento Condutor: é o primeiro revestimento do poço, assentado a uma pequena profundidade (10 a 50 m) e é considerado estrutural, com o objetivo de isolar o poço das zonas superficiais pouco consolidadas. Projetado para conter o desmoronamento de formações superficiais e suportar o peso dos equipamentos. Alguns métodos de assentamento desse revestimento são cravação e jateamento. Costuma ser cimentado em toda sua extensão.
• Revestimento de Superfície: seu cumprimento varia na faixa de 100 a 600 m. Também é considerado um revestimento estrutural e possui o objetivo de isolar formações rasas portadoras de fluidos, aumentando a resistência das paredes do poço, proteger Figura 2 - Exemplo do esquema dos revestimentos de um poço de petróleo em campo
reservatórios de água e servir como base de apoio para os equipamentos de segurança de cabeça de poço e para os demais revestimentos. Costuma ser cimentado em toda sua extensão.
• Revestimento Intermediário: visa isolar e proteger zonas de perda de circulação, zonas de alta ou baixa pressão, formações desmoronáveis, formações portadoras de fluidos corrosivos ou contaminantes de lama. É cimentado somente na parte inferior.
• Revestimento de Produção: tem a finalidade de abrigar a coluna de produção, possibilitando que seja iniciada a produção de forma segura.
• Liner: é uma coluna curta de revestimento, ficando ancorada um pouco acima da extremidade inferior do último revestimento. O liner visa cobrir a parte inferior do poço. Em determinados casos o liner substitui um revestimento intermediário (liner de perfuração) ou um revestimento de produção (liner de produção). (MARTINS, 2014). A Figura 3 apresenta um exemplo de um poço típico com cinco fases, com diâmetros sendo de 36”, 26”, 17 ½”, 12 ¼” e 8 ½” e revestimentos de 30”, 20”, 13 3/8”, 9 5/8” e 7”, respectivamente.
Fonte: Rocha e Azevedo, 2009 Figura 3 - Fases do poço e seus revestimentos
As características essenciais das colunas de revestimento são estanqueidade, resistência compatível com o projetado, e dimensionamento compatível com os demais equipamentos, resistência à corrosão e fácil conexão.
Os tubos de revestimento podem ser classificados como Tubos API, seguindo as normas do American Petroleum Institute, ou tubos premium (proprietários, com patentes exclusivas), que seguem as especificações das próprias fabricantes.
Os revestimentos devem ser assertivamente dimensionados, pois estes constituirão o acesso da superfície até o reservatório, sendo fixos e definitivos em toda vida do poço.
O início da perfuração do poço é caracterizado pela perfuração sem retorno do fluido de perfuração para a superfície, normalmente é a própria água do mar, logo após com a descida dos revestimentos estruturais. Ou seja, nesses casos ainda não houve a descida e instalação do blowout preventer (BOP) através do riser de perfuração, que permite que a lama (fluido de perfuração) retorne para a superfície. Esse conjunto riser e BOP é que estabelece a ligação entre o poço e a unidade de perfuração, sendo instalado somente após o assentamento do revestimento de superfície (ROCHA E AZEVEDO, 2009).
O BOP é um conjunto de válvulas instaladas na cabeça do poço que podem ser fechadas em caso de um influxo dos fluidos provenientes da formação para dentro do poço, denominado kick. Geralmente essas válvulas são operadas hidraulicamente por meio remoto e uma vez fechadas, permite que a equipe de sonda tenha condições de recuperar o controle do poço. (MARTINS, 2014)
Após a descida da coluna de revestimento, uma nova etapa é necessária para que seja garantido o isolamento das formações a serem protegidas. Inicia-se a cimentação, que visa preencher o espaço anular da coluna de revestimento. Bombeia-se uma pasta de cimento pela coluna sendo deslocada até a altura desejada. Posteriormente após o endurecimento pode-se voltar a perfurar utilizando o novo fluido dimensionado. E prosseguindo assim até atingir a profundidade de interesse.
A completação de um poço envolve diversas operações, podendo destacar cinco etapas (THOMAS, 2001), conforme ilustrado na Figura 4.
Figura 4 - Etapas de Completação de Poços
Após a instalação do equipamento de segurança BOP, continua-se a perfuração por mais algumas fazes a depender de cada projeto, até encontrar a profundidade de interesse. Após inicia-se o condicionamento do poço que é marcada pela troca de fluido de perfuração (lama) pelo fluido de completação, que é basicamente, uma solução salina, isenta de sólidos, compatível com a formação e com os fluidos nela contidos, de forma a não causar danos à formação e de fornecer pressão hidrostática no interior do poço um pouco superior à pressão estática das formações.
Condiciona-se o revestimento de produção, quando são descidos broca e raspador. A broca é utilizada para cortar os tampões de cimento ou mecânicos deixados no interior do poço abandonado pela perfuração. Conclui-se essa fase com a substituição do fluido que se encontra no interior do poço pelo fluido de completação.
A cimentação destina-se a promover vedação hidráulica entre os diversos intervalos permeáveis, ou até mesmo dentro de um único intervalo permeável, impedindo a intercomunicação de fluidos por detrás do revestimento, bem como propiciar suporte mecânico ao revestimento. Para se inferir a existência ou não de intercomunicações entre os intervalos de interesse, avalia-se a qualidade da cimentação, que é função de uma série de fatores tais como geometria do poço, qualidade do cimento, parâmetros de injeção e centralização do revestimento centralização. (CAMPOS..., 2018)
A fim de se avaliar a qualidade da cimentação executada, o que como dissemos passa a ser um “atestado” da integridade do poço, deve-se investigar as duas interfaces entre a capa de cimento e a formação e a coluna de tubos de revestimento.
Os perfis acústicos (CBL e VDL) investigam a vedação indiretamente através da degradação do sinal acústico através destas interfaces. Os perfis que compõem usualmente o trem de ferramentas da avaliação de cimentação são o CCL, GR, CBL e VDL. O CCL (casing colar locator) é responsável por indicar onde estão as conexões da tubulação, onde uma tubulação é enroscada na outra. O GR (Gamma ray) é responsável por indicar profundidade, onde é possível fazer comparação com registros geológicos e definir as áreas de canhoneio.
O CBL mede as ondas primárias, ondas que indicam a adesão entre o tubo, revestimento, e o cimento. O Perfil de Aderência do Cimento (Cement Bond Logging) é o registro contínuo da amplitude, em mV, do primeiro sinal que chega ao receptor distante 3 pés do transmissor, sendo geralmente este sinal aquele que viaja pelo revestimento.
Já o VDL mede as ondas secundárias e analisa a adesão do cimento na formação. Densidade Variável (Variable Density Logging) é um registro contínuo de trem de ondas, na forma de traços de luminosidade variável, que chega ao receptor distante 5 pés do transmissor.
O perfil avalia a qualidade da cimentação investigando a aderência do cimento ao revestimento, mas principalmente, do cimento à formação.
Fonte: Apostila Técnico Lisboa, 2014
Os Perfis GR e CCL são perfis de referência: GR identifica estratigrafia e CCL identifica juntas de revestimento. Com o auxílio destes perfis pode-se identificar as referências de profundidade dos perfis da geologia e do canhoneio, cujas referências de profundidade são diferentes dos perfis de avaliação de cimentação (devido à diferença na rigidez axial dos cabos, colunas, arames, etc). Esta correlação de profundidade de perfis usando GR e CCL é importante depois da avaliação da cimentação para localizar corretamente a zona a ser canhoneada (GR) e evitar canhonear a frente de juntas de revestimento (CCL), perdendo eficiência de canhoneio.
Uma vez avaliada a qualidade da cimentação e confirmada a existência de um bom isolamento hidráulico entre os intervalos de interesse, a etapa seguinte é a do canhoneio. É uma operação que tem por finalidade colocar a formação produtora em contato com o interior do poço revestido. O canhoneio é realizado a partir de perfurações do tubo de revestimento e bainha de cimento, penetrando na rocha da formação produtora, através de potentes cargas explosivas. Estas perfurações (canhoneios) penetram na formação algumas polegadas, criando canais de fluxo por onde se processa a drenagem dos fluidos contidos no reservatório.
As cargas explosivas são dispostas e alojadas de forma conveniente em canhões. Uma vez estando o canhão posicionado em frente ao intervalo desejado é acionado um mecanismo Figura 5 - Diagrama de blocos qualidade da cimentação
de disparo que detona as cargas explosivas. Estas cargas são devidamente moldadas de forma a produzirem jatos de alta energia, promovem a perfuração no revestimento, cimento e formação. Os canhões convencionais e TCP (Tubing Conveyed Perfuration) têm diâmetro maior que os que descem pelo interior da coluna de produção, permitindo o uso de cargas maiores, e consequentemente maior poder de penetração.
O canhoneio pode deixar parte dos furos obstruídos e causar dano na formação, resultante da ação compressiva dos jatos, comprometendo o índice de produtividade do poço. Quando se utiliza canhoneio pelo interior da coluna ou do tipo TCP este dano pode ser minimizado, realizando a operação com pressão hidrostática no interior do poço inferior a pressão estática da formação. Desta forma se obtém um fluxo imediato pelos orifícios perfurados, desobstruindo-os. (CAMPOS..., 2018).
Na etapa posterior, o poço recebe equipamentos de subsuperfície (coluna de produção ou COP) e de superfície (árvore de natal ou AMN).
A coluna de produção é constituída basicamente por tubulação metálica removível (tubulação de produção), onde ficam conectados uma série de outros componentes, sendo descida pelo interior do revestimento de produção com as seguintes finalidades básicas: conduzir, de forma otimizada e segura, os fluidos produzidos até a superfície, proteger o revestimento contra fluidos agressivos (CO2, H2S, etc.) e pressões elevadas e possibilitar a circulação de fluidos para o amortecimento do poço em intervenções futuras.
A composição de uma coluna de produção é função de uma série de fatores, tais como: localização do poço (terra ou mar), regime de produção de fluidos (surgente ou elevação artificial), tipo de fluido a ser produzido, necessidade de contenção da produção de areia associada aos hidrocarbonetos, vazão de produção, número de zonas produzindo, etc.
Os equipamentos mais encontrados nas colunas de produção são Packer (obturador), válvula de segurança de subsuperfície (DHSV, do inglês downhole safety valve) e suspensor de coluna de produção (TH, do inglês tubing hanger). Uma composição ótima de coluna, levando-se em conta os aspectos de levando-segurança, técnico/operacional e econômico, é obtida questionando-se questionando-sempre a validade da utilização de um equipamento em uma determinada posição. (CAMPOS..., 2018).
É através da coluna de produção que os fluidos produzidos são conduzidos até a superfície. Por fim, coloca-se o poço em produção através da redução hidrostática do fluido de completação a uma pressão menor do que a da formação. Finalizada a completação, após a descida e ancoragem da coluna de produção, o preventor de erupções (BOP) é retirado e se procede a instalação da Árvore de Natal. (MARTINS, 2014).
Árvore de Natal é um sistema composto de um conjunto de válvula que permite o controle do fluxo de fluido do poço, com segurança, durante a sua vida produtiva. No caso de completação seca é instalada sobre a cabeça de produção, realizando a barreira no topo da coluna de produção através do controle do fluxo de fluidos na superfície. Denominada Árvore de Natal Seca ou Convencional, e em completações molhadas, sobre o alojador de alta pressão, recebendo o nome de Árvore de Natal Molhada. Estando capacitado assim o poço à sua produção de forma segura.
2.1 IMPORTÂNCIA ESTRUTURAL E INTEGRIDADE DE POÇO DOS TUBOS DE REVESTIMENTO E DE COLUNA DE PRODUÇÃO/INJEÇÃO.
A integridade de poço define-se como a capacidade que o poço possui em manter controlado o fluxo de petróleo, evitando vazamento entre as formações ou do reservatório para a superfície. A manutenção da integridade é crucial no que diz respeito à segurança do poço, da vida humana, do meio ambiente e da imagem da empresa.
A barreira de segurança é um item fundamental para manter a integridade do poço, pois é ela que impedirá o vazamento dos fluidos para o meio ambiente. São elementos de vedação formando um envelope entorno da estrutura poço/reservatório. Portanto, o objetivo do conjunto de elementos de barreira de segurança é evitar o fluxo descontrolado de fluido (blowout) entre as formações e o meio externo.
Os envelopes de barreiras de segurança, fundamento da integridade de poço, devem sempre atender aos seguintes requisitos:
• Possam resistir ao diferencial de pressão a que serão submetidas;
• Possa ser testada quanto a possibilidade de vazamento, para que não haja nenhuma fuga de fluido para o meio ambiente;
• Possibilite seu restabelecimento em caso de perda;
• Possa resistir as condições do ambiente a que serão expostas (temperatura, fluidos do poço);
• Possam ter sua localização física e estado de integridade monitorados a todo tempo; • Todos os equipamentos utilizados para monitorar os parâmetros das barreiras de
poço devem ser avaliados e calibrados de forma frequente;
• Não haja nenhum sinal de falha de barreira de poço ou de algum de seus elementos que conduza a um fluxo descontrolado do poço para o ambiente externo. (AZEVEDO, 2016)
Com base em garantir a segurança nas operações de poços, a ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis) exige, através da Resolução ANP n° 46/2016 que institui o Regime de Segurança Operacional para Integridade de Poços de Petróleo e Gás Natural, o cumprimento do Regulamento Técnico do Sistema de Gerenciamento da Integridade de Poços (SGIP), que define os requisitos essenciais e os mínimos padrões de segurança operacional e de preservação do meio ambiente a serem atendidos pelas empresas detentoras do direito de exploração e produção com contrato com a ANP, em poços de petróleo e gás natural no Brasil.
Para o estabelecimento de um sistema de gestão para integridade de poços, o regulamento técnico discorre sobre as 17 Práticas de Gestão que devem ser seguidas pelos agentes regulados durante todo o ciclo de vida de poços marítimos e terrestres.
Deve-se respeitar “o princípio dos 2 CSB” (conjunto solidários de barreiras), que nada mais é que ter sempre em todas as etapas da vida do poço 2 envelopes de elementos independentes de barreiras de segurança.
Envelope aqui significa mesmo “envelopar” o poço de forma a se ter sempre 2 envelopes de barreiras desde o reservatório produtor até o meio externo. Em poços submarinos, por exemplo, usualmente, o CSB primário é constituído pela rocha capeadora, revestimento de produção cimentado até o packer de produção, packer de produção e a coluna de produção acima do packer até a DHSV, incluindo-a. O CSB secundário é formado pela rocha capeadora, revestimento de produção cimentado até o SCPS (sistema de cabeça de poço submarino) e conjunto da ANM. O ciclo de vida de poço abrange as etapas de projeto, construção, produção, intervenção e abandono de poços. (ANP, 2018)
Sobre os CSB, vale ressaltar a importância da integridade estrutural das colunas de tubulares (revestimentos e coluna), ou seja, sua resistência aos carregamentos (esforços e corrosividade de fluidos) e integridade hidráulica (evitar vazamento pelas conexões). Neste sentido se faz essencial conhecimento dos tubos revestimento, suas propriedades e suas limitações. Para utilizar-se dessas ferramentas de maneira a dimensiona-los de forma segura e eficaz, em toda vida produtiva do poço.
Em poços terrestres (onshore) o peso dos revestimentos é da ordem de 50% dos custos do programa de perfuração. Daí a necessidade de um estudo aprofundado para a definição dos revestimentos adequados para compor um poço, levando-se em conta parâmetros como diâmetro, espessura, grau do aço, tipo de aço, entre outros. (GUIMARÃES,2016)
O tubo de revestimento é especificado de acordo com as seguintes características: comprimento da seção, diâmetro nominal, peso, grau do aço, conexões e range, as quais serão comentadas posteriormente.
2.2. COMPRIMENTO DA SEÇÃO
O comprimento da seção diz respeito ao comprimento total dos tubos idênticos que compõem a seção, considerados já enroscados, assim a soma dos comprimentos dos tubos será maior que esse valor tendo em vista a superposição do trecho das roscas. Opcionalmente pode ser informado o número de tubos, que devem ser previamente descritos desde a fase de projeto. 2.3. DIÂMETRO NOMINAL
Diâmetro nominal é o diâmetro externo (OD) do corpo do tubo, ou seja, não se leva em consideração o diâmetro dos tools joints (que é uma junta roscada de um tubo de perfuração que oferece alta resistência às conexões roscadas) para essa especificação. Os mais utilizados estão entre 3 5/8” e 6 5/8”. (MATHIAS, 2016).
Para atender às especificações do API e ISO, o diâmetro externo (OD) do revestimento deve ser realizado dentro de uma tolerância entre 1,0% maior e 0,5% menor do que a dimensão nominal. A espessura da parede admissível mínima de tubos permitida pelas especificações é de 87,5% da espessura nominal da parede. “Revestimentos, no entanto, tem normalmente uma espessura média de parede perto do valor da espessura da parede, resultando num ID perto do ID nominal” (MITCHELL; MISKA, 2011).
O controle do diâmetro interno (ID) mínimo é realizado através de um diâmetro de drift – diâmetro mínimo do mandril que deve passar livremente através do tubo. O OD dos mandris de drift é determinado através da subtração de uma tolerância que é calculada através do ID. (FERREIRA, 2015)
O drift do tubo é de fundamental importância para os tubos, pois significa diâmetro mínimo para passagem de equipamentos no futuro ou com futuras intervenções (workovers). Se são previstas, por exemplo, operações futuras com arame dentro da coluna para manutenções de poço, requerido um drift de 4,5 polegadas (por exemplo), a coluna deve ser especificada de forma a garantir este diâmetro mínimo de passagem. Garantir o drift do tubo é de suma importância, de forma que se realiza um teste antes de se embarcar este tubo, para averiguar se seu drift corresponde com a especificação do fabricante. Todos os tubos são verificados passando-se o gabarito (rabbit) que é um cilindro de material polimérico por dentro do tubo
com diâmetro para garantir que de fato o tubo possui o drift especificado. Qualquer problema de drift o tubo é descartado na rampa (antes de subir para plataforma).
A tabela 1 apresenta na primeira coluna a redução a ser realizada no diâmetro do revestimento, o qual é apresentado na segunda coluna, para determinar o OD do mandril de drift. A terceira coluna apresenta o peso nominal do revestimento (Diâmetro de drift).
Tabela 1- Diâmetro do revestimento
Fonte: Ferreira,2015
2.4. PESO NOMINAL
O peso nominal é o valor médio do peso do tubo junto com os tools joints. Porém, a forma convencional de especificação do revestimento é pelo seu tamanho e peso por unidade de comprimento. Ao se discutir os pesos do revestimento, deve-se diferenciar o peso nominal, peso plain-end, e peso médio.
O peso nominal não é um verdadeiro peso por unidade de comprimento, mas é identificado como um peso médio aproximado. O peso plain-end é o peso do corpo do tubo, excluindo o peso da rosca e conexão. O peso médio é o peso total médio de um conjunto de tubo com rosca e com luva em uma extremidade, dividido pelo comprimento total médio do conjunto.
uma coluna de revestimento. Porém, a variação entre o peso nominal e o peso médio geralmente é pequena, e a maioria dos cálculos são realizados utilizando o peso nominal.
American Petroleum Institute (API) e International Standards Organization (ISO) adotaram uma designação de grau do aço do revestimento para definir as características de resistência do tubo. O código do grau é constituído por uma letra seguida de um número. O número representa o limite de escoamento mínimo do aço em milhares de psi. O limite de escoamento é definido como a tensão necessária para produzir um especifico alongamento total por unidade de comprimento em um teste padrão. Esta deformação é um pouco além do limite elástico. (MITCHELL; MISKA, 2011)
Constata-se que grau do aço seria a nomenclatura que exprime a máxima tensão de escoamento que um determinado tipo de aço suporta. Tensão de escoamento é a tensão máxima que o material suporta em regime elástico, tensões atuantes superiores a esta causam deformações permanentes ao material, ou seja, caracteriza regime plástico. (MATHIAS, 2016) Especifica-se também para cada grau de revestimento o limite de escoamento máximo, a resistência a tração mínimo e o alongamento por unidade de comprimento na falha, como irá ser demonstrado na tabela 2.
Fonte: Ferreira, 2015 Tabela 2 - Grau API dos Aços
Pode-se ocorrer que diversos graus possuem o mesmo código, porém são classificados em diferentes tipos. Quando isso ocorre, outras propriedades também são levadas em consideração para esta reclassificação, como requisitos químicos e outras propriedades para assegurar o cumprimento do requisito revestimento. (FERREIRA, 2015)
Fonte:Ferreira,2015
2.5. CONEXÕES
As conexões são o elemento de ligação entre os tubos. Promovem a união através de enroscamento, entre juntas subsequentes que serão descidas no poço. Deve-se ser projetada para:
• Resistir à tração e compressão devido aos esforços de próprio peso e temperatura; • Resistir ao vazamento dos fluidos contidos no poço;
• Resistir ao dobramento em poços direcionais;
• Possibilitar a passagem pelo interior dos revestimentos anteriores e do poço aberto. Em relação as roscas temos API e as Conexão Premium, que são utilizadas onde há um maior requisito de vedação/resistência, devido por exemplo a ambientes mais agressivos. A API são conexões fabricadas segundo especificações da norma API 5B.
Tem-se como vantagem a facilidade de operação, construção e baixo custo, porém a desvantagem principal é o tipo de vedação de suas conexões, que se dá pela ação da graxa entre os filetes de rosca.
Enquanto as conexões Premium são fabricadas segundo especificações particulares dos fabricantes como exemplo a Vam- Top da Vallourec e Supreme -Lx da Hydrill, proporcionam resistência superiores aos valores API, com vedação metal- metal em suas conexões favorecendo sua estanqueidade, elevada resistência ao dobramento e requer aplicação de torque na conexão de acordo com especificação do fabricante. Quanto ao diâmetro externo, as conexões premium podem ser:
• Regular – Diâmetro externo é próximo da conexão equivalente Buttress;
• Flush- Diâmetro externo é praticamente igual ao do corpo do tubo, indicado para projetos com espaço anular do poço reduzido.
A flush é recomendável para poços chamados “Slim Hole”, reduzem as chances de prisão durante a descida no poço e também diminuem a perda de carga durante a cimentação. O API e ISO fornecem vários padrões para conexões de revestimento que são amplamente utilizados em todo o mundo. Eles fornecem as especificações para os diversos tipos de conexões de revestimento. Conforme já mencionado, a diferença entre as conexões API para as premium é que a vedação que é promovida através da graxa, entre o macho e a fêmea para a primeira, enquanto na conexão premium tem a vedação promovida através de contato metal-metal, sendo mais eficiente que a graxa.
A normatização API 5B tem algumas conexões API ou padrão. Os tipos comuns de rosca são EU, NU, IJ e BTC. A BTC era a melhor até descobrirem que para um determinado diferencial de pressão, a rosca BTC apresentava problema de vazamento de gás. Por conta disso, todas as conexões utilizadas em tubos utilizados na construção de poços submarinos são do tipo premium com patente da companhia que produz aquela conexão.
• API: Vedação hidráulica, resistência à tração variável no caso da NU, descontinuidade no ID, aperto final variável no caso da BTC.
• Premium: Eficiência sempre igual ao tubo em tração, ombro que garante um aperto sempre na mesma posição, vedação ao gás no selo metal-metal, ID contínuo. A seleção adequada das conexões é de extrema importância pois as mesmas são responsáveis pela vedação da coluna.
• Short round-thread couplings (STCs) e Long rounds threads and couplings (LCs): Possuem o mesmo projeto básico de roscas, onde os fios possuem uma forma arredondada. Essas conexões possuem facilidade de fabricação e baixo custo;
• Buttress threads and couplings (BCs): Possui uma rosca com formato mais retangular, proporcionando maior resistência a tração e reduzindo a tendência de descompactação. São um pouco mais caras que as roscas anteriores;
• Extreme line threads and couplings (XLs): Possui uma junta integral, ou seja, a caixa é usinada na parede do tubo. O mecanismo de vedação utilizado nesse tipo de rosca é metal-metal. Esse tipo de rosca possui valor mais elevado do que as demais roscas.(FERREIRA, 2015).
Figura 6 - Exemplo da diferença das conexões API x Premium
Fonte: Apostila de completação I UVA,2014
Com isto atesta-se que as conexões não API, ou premium (ou ainda "proprietárias", pois possuem patentes, não podendo ser replicadas como as conexões API) possuem vedação metal-metal. Enquanto nas conexões API, a vedação é provida pela graxa colocada no momento da conexão.
2.6. RANGE
As normas API e ISO reconhecem três categorias de comprimento para revestimento, que são chamados de range. Os tubos de range 1 (R1) possuem comprimentos entre 16 e 25 pés, os tubos de range 2 (R2) entre 25 e 34 pés e os tubos de range 3 (R3) para comprimentos maiores que 34 pés. Além disso, 95% dos revestimentos devem ter uma variação de comprimento máximo não superior a 6 pés para R1, 5 pés para R2 e 6 pés para R3. Os revestimentos mais utilizados são comprimentos R3, por serem maiores, reduzindo o número de conexões na coluna. Os tubos R1 são utilizados para demarcação de zonas.
Fonte: Mathias, 2016
Conforme a norma API RP 5C1, o desgaste de um tubo de perfuração é percebido pela diminuição da espessura da parede, portanto periodicamente os tubos são inspecionados e classificados de acordo com sua faixa de desgaste. A resistência do tubo perante os esforços, obviamente são diminuídos com o desgaste, evidenciando a importância da classificação por desgaste. (MATHIAS, 2016)
3.0 PRINCÍPIO DE FABRICAÇÃO DE TUBOS DE REVESTIMENTO E DE PRODUÇÃO/INJEÇÃO
Para a produção de tubos de aço industriais pode ser classificado em duas categorias, o tubo de aço com costura e o tubo de aço sem costura. O que irá diferenciá-los, basicamente, é a fabricação e, claro, na hora de definir o melhor material a ser utilizado em seu projeto de acordo com a normas de segurança.
Para aplicabilidade no setor petrolífero utiliza-se a produção de tubos sem costura, por diminuírem os pontos suscetíveis a falha pela solda, devido ao ambiente hostil ao qual são utilizados.
Tubos sem costura são tubos isentos de cordão de solda na direção longitudinal; são empregados na construção de dutos para transporte de combustíveis líquidos e gasosos, em usinas nucleares, tubos para sistemas de aquecimento ou arrefecimento, entre outros.
Pelo que se refere ao processo de produção, verifica-se a seguir que existem basicamente dois: o processo de produção por tubo penetrante rotativo e o processo de extrusão; quaisquer outros além desses são resultantes de algumas modificações, especialmente em relação ao processo Mannesmann. (ARMENDRO et al., 2011).
3.1. PROCESSOS DE FABRICAÇÃO
3.1.1 Produção por Tubo Penetrante Rotativo (Processo Mannesmann)
É o principal processo de fabricação de tubos sem costura. A formação do tubo por esse processo é dada a partir do penetrante rotativo (“Rotary tube piercing”), também conhecido como processo Mannesmann. Constitui-se da fabricação de tubos sem costura longos e de paredes espessas por meio da deformação a quente dos mesmos; dentre os materiais constituintes desses tubos, menciona-se aços, alumínio, bronze, cobre e outros. Ao ser sujeito a tensões cíclicas de compressão, uma barra arredondada começa a desenvolver, no centro da sua seção transversal, uma cavidade que é exatamente o aspecto que é explorado na confecção dos tubos. Deste modo, no processo, o tubo é submetido a tais tensões e aquecido a fim de diminuir o limite de escoamento e facilitar a deformação; após, com o auxílio de rolos posicionados de forma oblíqua, é rotacionado é empurrado contra um mandril graças à componente axial presente no movimento dos rolos.
O mandril apresenta, em sua extremidade, formato adequado para explorar da melhor maneira a cavidade formada na barra devido à aplicação da tensão e, a partir dela, retirar material para formar o tubo. Vale ressaltar que o mandril pode permanecer fixo durante o processo de retirada de material do tubo ou pode se movimentar conforme as necessidades
surgidas durante o processo. Um aspecto relevante acerca do processo é a velocidade com que se fabrica tubos: a produção de até 150 mm de diâmetro e comprimento de 12 metros dura cerca de 30 segundos. A produção de tubos de diâmetros maiores (até 350 mm), faz-se necessário empregar duas operações de perfuração. (ARMENDRO et al., 2011)
Figura 7 - Apresentação esquemática das etapas do processo Mannesmann: a) Vista frontal do processo b) Vista tridimensional detalhada dos elementos do processo.
a) b)
Fonte: Rodrigues, 2007 e KRP/KRONEVAL
Após a realização da retirada de material da parte central da barra arredondada, o tubo sem costura ainda não pode ser considerado um produto finalizado; em geral, após a realização de tal retirada, o tubo adquire formato inadequado para utilização em campo, ou seja, apresenta diâmetros e espessuras diferentes dos especificados. Dessa maneira, os tubos são submetidos a operações de laminação que empregam cilindros especialmente desenvolvidos para certificar ao tubo antes gerado a forma desejada com o auxílio, ou não, de mandris.
Vale ressaltar também a importância que a matéria prima utilizada na produção de tubos a partir desse processo apresente baixa quantidade de defeitos e seja de alta qualidade, já que grandes deformações estão envolvidas em sua utilização para essa finalidade.
O processo de laminação atua na forma do material, no qual modifica-se a sua geometria. Para isso, há necessidade da influência de agentes mecânicos externos; que são os meios de se realizar tal processo. Na laminação, os agentes mecânicos são os cilindros de trabalho em movimento de rotação, acionados pelo conjunto de motores e caixas de
transmissão, que geram energia suficiente para causar a deformação do material que está sendo laminado. (GOMES, 2007). Em seguida, serão citados alguns tipos de processos de laminação:
A. Processos de laminação cruzada (Cross Rolling Processes):
Os processos de laminação cruzada são vertentes da ideia original do processo Mannesmann. Surgiram por volta de 1930, ganhando como alcunha o nome dos seus respectivos desenvolvedores. Assim, os processos englobados por essa categoria são o processo de laminação Assel, desenvolvido por W. J. Assel, e o processo de laminação Diescher, desenvolvido por S. E. Diescher. A grande semelhança entre eles e o desenvolvimento e implantação deles no mesmo contexto promoveram o estabelecimento de disputa por mercado comum. Pode-se dizer que o processo Assel apresentou maior sucesso, uma vez que foi implantado em maior escala que o Diescher.
• Processo de laminação Assel
O processo de laminação Assel, apesar de antigo, ainda é largamente empregado. Dentre os componentes fabricados através dele, refere-se principalmente os tubos de aço inoxidável com diâmetro variando entre 60 e 250 mm e comprimento de até 12 m. O menor diâmetro interno capaz de exprimir ao tubo fabricado por esse método é cerca de 40 mm. Estes tubos são caracterizados por possuir excelente concentricidade, por essa razão, são utilizados na fabricação de componentes forjados como, por exemplo, eixos e rolamentos.
Neste processo, o material semiacabado na forma de blocos de seção transversal circular é inicialmente aquecido até temperatura adequada para o processo de conformação em forno rotativo. Em seguida, é confeccionada uma cavidade para facilitar o processo de remoção da parte central da barra. Após a confecção da cavidade, a barra é inserida no laminador Assel, em que o processo propriamente dito será executado.
• Processo de Laminação Diescher
Perdendo espaço de mercado para processos mais modernos, o modelo Diescher conta com grande similaridade com o processo Mannesmann. Nele, uma barra cilíndrica é submetida a um processo prévio de furação da extremidade feito por um furador de rolo cruzado. Este pré furo é alongado no equipamento, daí o nome moinho de Diescher, por meio de um mandril, e assim gera-se o tubo com as suas grandezas finais.
Neste modelo há um par de rolos de trabalho e um par de discos, que são elementos primordiais para o equipamento. Os rolos conferem a barra movimento rotacional e por meio de atrito pelo movimento perfurante de rolo cruzado e a seção a ser perfurada da barra, executa-se o pré furo. Enquanto ao par de discos, faz a barra desloca-executa-se contra o furador, e conjunto ao
movimento concedendo trabalho pelos rolos. O pré furo torna-se furo perpetuando-se por toda extensão da barra dando origem ao tubo. Conforme esquema da figura 8, a seguir.
Fonte: Catalogo de produtos tubulares JFE Steel, 2013
Processo de fabricação por Extrusão:
Neste processo, um tarugo maciço do material em alta temperatura é posto em uma câmara, posteriormente é perfurado por uma haste e forçado por uma prensa ao passar por uma Figura 8 - Exemplos de esquemas de laminador de tubo sem costura utilizados pela empresa JFE Steel
matriz que confere o formato da tubulação, diminuindo assim suas secções transversais. Em seguida passa por laminadores para conferir suas dimensões de acabamento.
Faz-se necessário o emprego de materiais adequados para o uso dessa técnica, devido a sofrer grandes deformações è a alta temperatura, para que se possa gozar de um serviço eficiente mitigando perdas por material.
3.2. TRATAMENTOS TÉRMICOS
Com a descoberta de poços de petróleo em regiões cada vez mais profundas e de difícil acesso, como o pré-sal, por exemplo, demanda-se um investimento no desenvolvimento de alta resistência, tenacidade e soldabilidade, e novas ligas são desenvolvidas.
Devido tais inovações constantes em materiais e processos de fabricação, as indústrias necessitam de constantes inovações nesses processos controlados aonde, as características de metais e não ferrosos são melhoradas.
Obtendo-se o ciclo de tratamento térmico adequado, é possível reduzir as tensões internas e o tamanho dos grãos, aumentar a força ou produzir dureza superficial com ductilidade interna. (GHINDUCTION, 2018)
Tratamento térmico pode ser definido como o aquecimento ou resfriamento controlado dos metais feito com a finalidade de alterar suas propriedades físicas e mecânicas, sem alterar a forma do produto final. Aquecimento por indução é amplamente utilizado para variados processos, aplicados em diferentes setores do mercado. Os tratamentos que modificam as propriedades da peça. Esses tratamentos térmicos nos quais a peça é aquecida juntamente com produtos químicos e posteriormente resfriado. Têmpera, revenimento, recozimento, cementação e nitretação são apenas alguns exemplos.
• Têmpera:
É um processo de tratamento térmico de aços para aumentar a dureza e a resistência dos mesmos. Dureza é uma medida que estima o quanto um material sólido resiste a deformações permanentes quando uma força é aplicada nele. A têmpera tem duas etapas: aquecimento e esfriamento brusco. A zona crítica de aquecimento do aço é 723º C e durante o processo de têmpera o tubo chega à temperatura de 900º C. Este aquecimento tem como objetivo obter a organização dos cristais do metal, numa fase chamada austenitização. O esfriamento rápido visa obter a estrutura martensítica. Sendo o aquecimento superior à temperatura crítica, com objetivo é conduzir o aço a uma fase, na qual se obtém o melhor arranjo possível dos cristais do aço, para obter a futura dureza. Posterior a esta etapa o aço pode ser submetido a outras fases, dependendo das necessidades.
Cada aço tem sua composição, a temperatura da têmpera varia de aço para aço, ou seja, o que depende da composição do aço da peça e dos seus objetivos. Portanto, a têmpera de uma dada peça leva em consideração muitos fatores.
O próprio tempo de exposição da peça na temperatura de austenização é considerado quando se faz a sua têmpera. Cada aço tem uma temperatura de austenização, e que é aquela que proporciona o máximo de dureza. Essa temperatura é obtida dentro de fornos, os quais podem ser por chama ou por indução elétrica. Dependendo das exigências do cliente, a austenização, e consequentemente a têmpera, vai ocorrer apenas na superfície da peça ou em toda ela.
Para a segunda etapa da têmpera é o resfriamento, o qual deve ser brusco, em óleo ou água. A rapidez do resfriamento é importante para impedir que o aço mude para fase diferente daquela que se obteve na temperatura de austenização (obter estrutura martensítica). Quase sempre, após a têmpera, a peça é submetida ao revenimento.
• Revenimento:
É aplicado nos aços para corrigir a tenacidade e a dureza excessiva, conseguindo o aumento da tenacidade dos aços. Tenacidade é uma medida de quantidade de energia que um material pode absorver antes de fraturar.
Revenimento é o reaquecimento das peças temperadas, a temperaturas abaixo da linha inferior de transformação do aço. Dependendo da temperatura resulta em pequena ou grande transformação da estrutura martensítica.
Na faixa de 140°C e 200°C não há alterações expressivas num aço, a dureza cai para 58 a 60 RC dependendo da composição do aço. O revenimento, nesta faixa de temperatura mudou pouco o aço.
Na faixa de 210°C e 260°C as tensões são alteradas, e começa a baixar a dureza, e não teve nenhuma modificação na estrutura considerável. O revenimento inicia a alteração da estrutura.
Na faixa de 270°C e 360°C começa a precipitação de carbonetos finos. O revenimento já faz mudanças maiores na estrutura.
Na faixa de 370°C e 730°C a transformação na estrutura é maior. Conforme a temperatura de revenimento é maior, a Cementita precipitada fica mais grossa e se tornam visíveis numa matriz férrica. A 730°C o revenimento pode levar a uma queda da dureza significativa.
Aços altamente ligados apresentam um comportamento diferente no revenimento, pois na faixa de 500°C e 600°C apresentam precipitação de carboneto de liga (endurecimento secundário). O processo de revenimento é feito para atender as especificações de dureza para cada projeto.
• Recozimento:
O recozimento é um processo que se dá pelo aquecimento das peças; o tempo em temperatura é calculado em função do tamanho da peça ou do lote e o resfriamento em velocidades e condições adversas.
Nos processos térmicos, o recozimento reduzir a dureza para ter uma maior usinabilidade das peças que irão ser construídas, existem alguns processos que necessitam de atmosfera controlada ou proteção, elas são mantidas em temperaturas relativamente baixas entre 550°C e 900°C. A temperatura é estipulada pelo tipo do aço que pode ser consultado em uma tabela do fabricante. O resfriamento é feito de maneira lenta, dentro do forno que foi aquecido ou na temperatura ambiente ou em caixas.
• Cementação:
A cementação é um tratamento térmico em que se promove enriquecimento com carbono da superfície de um aço de baixo carbono. O objetivo é que a dureza após a têmpera e revenimento, está camada apresente uma dureza mais elevada do que a do núcleo. O tratamento térmico de cementação pode ser feito em cementação a gás, cementação líquida e outros.
• Nitretação:
É um processo semelhante à cementação, que se faz aquecendo o aço a uma temperatura de 500ºC a 525ºC na presença de um gás denominado Nitrogênio. Após algum tempo, obtém-se uma fina camada, extremamente dura, não havendo necessidade de obtém-se temperar a peça.
• Normalização:
É o processo de tratamento térmico que tem como objetivo diminuir a granulação do aço, é um tratamento que refina a estrutura do aço, dando propriedades melhores que as conseguidas no processo de recozimento. Esse processo pode ser feito no final ou pode ser um processo intermediário.
O processo de Normalização é feito em duas partes; o tempo de aquecimento depende da espessura da peça em atmosfera controlada e resfriamento ao ar. É feito o aquecimento (austenização) a mais ou menos 900°C e o resfriamento é até 600°C. Na alteração de temperatura, a estrutura passa de austenita para perlita e ferrita. O processo de Normalização facilita a usinagem da peça.