UNIVERSIDADE FEDERAL FLUMINENSE ESCOLA DE ENGENHARIA
DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA QUÍMICA E DE PETRÓLEO CURSO DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE PETRÓLEO
ALINA FERNANDES ROCHA JACKSON GARCIA DA FONSECA
INTEGRIDADE DE POÇOS NA ETAPA DE PRODUÇÃO DE HIDROCARBONETOS
Niterói 2019
ALINA FERNANDES ROCHA JACKSON GARCIA DA FONSECA
INTEGRIDADE DE POÇOS NA ETAPA DE PRODUÇÃO DE HIDROCARBONETOS
Trabalho de Conclusão de Curso apresentado ao curso de Engenharia de Petróleo da Escola de Engenharia da Universidade Federal Fluminense, como requisito parcial para obtenção do título de Bacharel em Engenharia de Petróleo.
Orientador
Prof. Dr. Alfredo Moises Vallejos Carrasco
Niterói 2019
Bibliotecária responsável: Fabiana Menezes Santos da Silva - CRB7/5274
Hidrocarbonetos / Alina Fernandes Rocha, Jackson Garcia da Fonseca ; Alfredo Moises Vallejos Carrasco, orientador. Niterói, 2019.
62 f. : il.
Trabalho de Conclusão de Curso (Graduação em Engenharia de Petróleo)-Universidade Federal Fluminense, Escola de Engenharia, Niterói, 2019.
1. Integridade de Poço. 2. Fase Operacional. 3. Inteligência Artificial. 4. Produção intelectual. I. Fonseca, Jackson Garcia da. II. Carrasco, Alfredo Moises Vallejos, orientador. III. Universidade Federal Fluminense. Escola de Engenharia. IV. Título.
-INTEGRIDADE DE POÇOS NA ETAPA DE PRODUÇÃO DE HIDROCARBONETOS
Trabalho de Conclusão de Curso apresentado ao curso de Engenharia de Petróleo da Escola de Engenharia da Universidade Federal Fluminense, como requisito parcial para obtenção do título de Bacharel em Engenharia de Petróleo.
Aprovado em 18 de junho de 2019.
Agradeço primeiramente à Deus por todas as conquistas que obtive até aqui.
Aos meus pais Conceição e Nertaly por nunca medirem esforços para que eu pudesse seguir meus sonhos, por estarem ao meu lado todos os momentos e por todo o apoio dado. À minha irmã Isadora, a qual foi o meu maior suporte, principalmente emocional, ao longo de minha vida acadêmica.
Ao meu namorado Luan que tanto me apoiou e auxiliou sempre que pôde, ao Jackson, que aceitou dividir comigo dentre tantas outras responsabilidades o trabalho de conclusão de curso, aos meus amigos que acompanharam minhas alegrias e angústias Brendon, Jean, Jéssica, Jordana, Lorena, Maryane, Marina, Milena, Thaís e Victoria. E a todos os meus colegas de curso das turmas de Pelotas, Rolla e Niterói.
Aos professores que tanto contribuíram para meu crescimento profissional, principalmente ao nosso orientador Alfredo Carrasco.
Ao Governo Federal Brasileiro, por ter tido a oportunidade de estudar em duas universidades federais de alto nível de qualidade, e pela chance de estudo na Missouri University of Science and Technology em Missouri nos Estados Unidos, através do programa Ciência sem Fronteiras.
À equipe da CPERF (Coordenação de Perfuração) da SSM André, Denise, Mariana, Rafael e Renata, com quem tive minha primeira experiência profissional de estágio, onde tanto aprendi e cresci.
Por fim, à equipe de Engenharia de Poços da PetroRio, onde estágio atualmente, nas pessoas de Elida, Estevão, Francisco Francilmar, Jean, Luiz Antonio, Matheus, Paulo e Vanessa, com quem tanto tenho aprendido através de todas as oportunidades a mim concedidas.
Agradeço meu pai Rovilson, minha mãe Gilvana e minhas queridas irmãs Beatriz e Lívia por todo apoio e incentivo durante esta longa jornada, sem vocês jamais teria ido tão longe.
A toda minha família, em especial meu tio Hélio Henrique (in memorian), meu padrinho Miguel (in memorian), minha madrinha Rosilda (in memorian) e minha prima Rafaela (in memorian) que acompanharam meus primeiros passos nessa caminhada e muito contribuíram para o meu sucesso.
Aos meus amigos de São João Batista do Glória, que não cometerei o pecado de citar nomes para não correr o risco de esquecer alguém.
Aos meus amigos Alina, Andres, Brendon, Bruno, Carina, Jean, Gabriel e demais colegas do curso de Engenharia de Petróleo da Universidade Federal Fluminense.
Aos professores do curso de Engenharia de Petróleo da UFF dentre os quais destaco nosso orientador Alfredo Carrasco.
A CPROD (Coordenação de Produção Offshore) da SSM (Superintendência de Segurança Operacional e Meio Ambiente) pelo aprendizado e experiência adquirida no estágio e por me inspirarem a cada dia ser uma pessoa melhor.
“Feliz aquele que transfere o que sabe e aprende o que ensina.”
RESUMO
Esse trabalho aborda uma revisão bibliográfica sobre a integridade de poços durante a fase operacional, tanto para poços produtores, como para injetores, tratando principalmente dos envelopes de barreiras, onde se aponta os principais equipamentos responsáveis pela vedação de fluxo do poço até a superfície durante sua produção/injeção, além de indicar a importância de um sistema de gerenciamento da integridade do poço apropriado para se realizar a avaliação e monitoramento do poço ao longo de sua vida, e principalmente durante sua operação. A partir dessa revisão, é feita uma análise de aplicações de inteligência artificial na indústria de petróleo global para fim de monitoramento das barreiras do poço, bem como o uso de redes neurais para indicação de falhas futuras em equipamentos primordiais para a integridade do poço e da instalação, segurança das pessoas envolvidas durante operação e do meio ambiente.
ABSTRACT
This project approaches a literature review on the well integrity during its operational phase, both for producing or injector wells, dealing mainly with the envelopes of barriers, where it is pointed out the main equipment responsible for the sealing of flow from the well to the surface during its production/injection, as well as indicating the importance of an appropriate well integrity management system (WIMS) for well evaluation and monitoring throughout its life, and especially during its operation. From this review, an analysis of artificial intelligence applications in the global oil industry is carried out to monitor well barriers, as well as the use of neural networks to indicate future equipment failures that is fundamental to well integrity and installation, safety of people who are involved during operation and the environment.
Figura 2.1 - Elementos comuns para as fases de gerenciamento de integridade de poços ... 19 Figura 2.2 – Exemplos de barreiras primária e secundária de um poço na fase de operação ... 22 Figura 2.3 – Exemplo de abandono temporário após a instalação do revestimento de produção ... 23 Figura 2.4 – Exemplo de abandono temporário de poço completado para uma zona, com árvore de natal ... 24 Figura 2.5 – Exemplo de abandono permanente com isolamento de intervalo com potencial de fluxo no poço aberto ... 25 Figura 3.1– Ilustração de árvore de natal convencional ... 27 Figura 3.2– Esquemático das válvulas de uma árvore de natal molhada ... 28 Figura 3.3– Representação de cabeça de poço com válvulas de controle de pressão dos anulares A e B ... 30 Figura 3.4– Exemplo de composição da coluna de produção e seus elementos ... 31 Figura 3.5 – Ilustração de dois tipos de DHSV. Do lado esquerdo do tipo tubingmounted, do direito, insertável. ... 33 Figura 3.6 – Fluxograma de análise de testes de integridade nos elementos de barreira durante a fase operacional do poço ... 40 Figura 4.1 – Diagrama de Fluxo ... 43 Figura 4.2 - Poços produtores, injetores e total com falhas de integridade ... 44 Figura 4.3 – Gráfico representando relação de elementos de barreira com falhas ... 45 Figura 4.4 – (a) Esquemático completo da análise de confiabilidade, (b) CSB primário, CSB secundário ... 47 Figura 4.5 – Quadro com a legenda esquemática dos poços do pré-sal ... 48 Figura 4.6 – Quadro com os componentes do CSB, modos de falha, taxa de falha e confiabilidade em 27 anos ... 49 Figura 4.7 – Barreira primária com as relações entre os elementos de barreira ... 50
Figura 5.1 – Sistema de Gerenciamento de Integridade de Poço ... 53 Figura 5.2– Monitoramento da pressão no anular ... 55 Figura 5.3 – Pressão no revestimento e controle da injeção de água ... 56
Tabela 4.1 – Resultados da confiabilidade dos CSBs ... 50 Tabela 5.1 – Melhoria de eficiência devido à implementação do sistema de gerenciamento de dados de integridade de poços ... 57
AN Árvore de Natal
ANP Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis BOP Blow-out Preventer
CBM Condition-Based Maintenance CM Condition Monitoring
CSB Conjunto Solidário de Barreiras DHSV Downhole Safety Valve
EICT Electrical, Instrumentation, Control & Telecom System IBP Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis IoT Internet of Things
KPI Key Performance Indicator
NORSOK NorskSokkelsKonkuranseposisjon
MAWOP Maximum Allowable Wellhead Operating Pressure PG Prática de Gestão
PT Permissão de Trabalho PSA Petroleum Safety Authority ROV Remotely Operated Underwater
RTSGIP Regulamento Técnico do Sistema de Gerenciamento de Integridade de Poços
RTSGSO Regulamento Técnico do Sistema de Gerenciamento de Segurança Operacional das Instalações Marítimas de Perfuração e Produção de Petróleo e Gás Natural.
SCP Sustained Casing Pressure
SGIP Sistema de Gerenciamento de Integridade de Poços SCSSV Surface Controlled Subsurface Safety Vale
SSV Safety Shutdown Valve THP Tubing Head Pressure
1 INTRODUÇÃO 14
2 CONCEITOS BÁSICOS 16
2.1 INTEGRIDADE DE POÇOS 16
2.2 SISTEMA DE GERENCIAMENTO DA INTEGRIDADE DE POÇOS 16
2.3 BARREIRAS DE INTEGRIDADE 17
2.4 FASES DO CICLO DE VIDA DE UM POÇO 19
2.4.1 Fase de planejamento, projeto e construção 19
2.4.2 Fase de operação e intervenção 20
2.4.3 Fase de abandono 22
3 MONITORAMENTO E MANUTENÇÃO DE BARREIRAS 26
3.1 COMPONENTES DE UM SISTEMA DE PRODUÇÃO 26
3.2 SISTEMAS DE MONITORAMENTO 33
3.2.1 Monitoramento e teste das válvulas da árvore de natal 34 3.2.2 Monitoramento e teste dos revestimentos, tubo de produção e anulares35
3.2.3 Monitoramento e teste das válvulas SCSSV 38
3.3 MONITORAMENTO USANDO INTELIGÊNCIA ARTIFICIAL 40 3.3.1 Inteligência artificial aplicada em plataforma no campo Ivar Aasen 41
4 ABORDAGEM DA INTEGRIDADE DE POÇOS NO MUNDO 43
4.1 NORUEGA 43
4.2 NIGÉRIA 46
4.3 BRASIL 47
5 NOVOS DESENVOLVIMENTOS 52
5.1 AVANÇOS NO SOFTWARE DE UM OPERADOR DO ORIENTE MÉDIO 53 5.2 APLICAÇÕES DO SISTEMA DE GERENCIAMENTO DE DADOS DE
INTEGRIDADE DE POÇOS 54
5.2.1 Monitoramento de pressões no anular 54
5.2.2 Otimização de injeção de água para poços com SCP 55 5.2.3 Melhoria na pesquisa de dados de integridade de poços provenientes de
várias fontes 55
6 CONCLUSÃO 58
1 INTRODUÇÃO
A indústria de óleo e gás é um dos setores que oferecem maior risco operacional e ambiental devido às operações que envolvem altos parâmetros que podem ameaçar todo um ambiente que esteja envolvido nas operações.
O setor de petróleo pode ser dividido em dois fragmentos referentes às atividades realizadas: upstream e downstream, em que o primeiro se refere a toda a fase de exploração, produção e transporte do cru, enquanto o último relaciona-se com o tratamento dado ao petróleo bruto, como o refino.
Durante a fase de upstream existe a necessidade da garantia de segurança de operações desde a perfuração, ao longo de toda a vida de um poço até seu abandono. Dessa forma, entende-se a necessidade de assegurar a integridade de poço, e o cuidado de mantê-lo sempre com barreiras de fluxo que funcionem durante todo o tempo de produção e após o abandono, para que nenhum fluido de seu interior interaja entre si quando pertencerem a zonas de fluxo diferentes, nem com fluidos que estejam no exterior do poço.
Durante os períodos de alta demanda por energia para abastecer a expansão das economias mundo afora, campos de óleo e gás foram desenvolvidos muito rapidamente, poços foram perfurados e colocados em produção em tempo recorde. Os principais indicadores levados em conta foram os de performance (comprimento perfurado por dia, dias gastos na perfuração, custos diretos, etc.), deixando de lado um planejamento que assegurasse a integridade do poço durante todo seu ciclo de vida (Sultan, 2009).
Atualmente, a indústria brasileira de petróleo está tendo que se adaptar às quedas das curvas de produção de campos que são responsáveis por boa parte da produção de óleo no país, mas por já estarem produzindo há décadas possuem uma produção bem limitada nos dias de hoje e são considerados campos maduros, como por exemplo, os Campos de Garoupa, Albacora, Marlim, Roncador, Merluza, entre outros. Esses campos merecem maior atenção por possuírem maiores desafios quanto à integridade de poço construídos à décadas atrás, quando segurança não era a maior preocupação de uma empresa de óleo e gás ao realizar projetos e perfurações de poços.
Alguns acidentes marcaram a história da indústria de óleo e gás, trazendo fatalidades e consequências irreversíveis ao meio ambiente. A maioria desses desastres aconteceu como consequência da falta de planejamento e gestão de riscos que levaram às falhas nas barreiras de integridade e geraram blowout, explosões e vazamentos de petróleo. Entre os maiores em questão de vazamento de óleo desde os anos 2000 aparece o acidente na Deep Water Horizon que aconteceu no Golfo do México, Estados Unidos, no campo de Mississipi Canyon, bloco 252, conhecido como Macondo, durante a entrega de um poço exploratório. A explosão na plataforma aconteceu no dia 20 de abril de 2010, e o relatório do incidente indicou 8 causas, em que grande parte são resultado de falhas de barreiras do poço, por exemplo :falha na cimentação dos anulares, a qual não suportou a pressão natural do poço; a locking sleeve (barreira instalada sobre o topo do reservatório a fim de impedir fluxo do exterior do poço para seu interior) falhou permitindo a passagem de óleo do reservatório para o interior do poço, chegando até a superfície; e as três formas de acionamento do BOP durante emergência também falharam. Esse acidente gerou onze fatalidades entre os funcionários a bordo e vazamento de aproximadamente três milhões de barris no oceano.
Baseado na experiência desses eventos, a indústria tem focado no desenvolvimento de processos e sistemas de gerenciamento de integridade de poços para garantir a integridade esteja presente em seus projetos, manter as operações rentáveis, e sem prejuízos ao meio ambiente e a pessoas.
Alguns documentos internacionais e nacionais auxiliam as companhias a lidar com esse tema a fim de encontrarem soluções para garantir integridade, sendo o mais importante em termos de uso global a NORSOK-D010. No Brasil existe um regulamento específico de gerenciamento de integridade de poço elaborado pela Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) chamado Regulamento Técnico de Sistema de Gestão de Integridade de Poço (RTSGIP) (ANP, 2016), o qual passou a valer em sua totalidade em novembro de 2018 para poços offshore.
2 CONCEITOS BÁSICOS
Neste capítulo serão tratados os principais conceitos necessários para a abordagem da importância de se garantir a integridade durante todas as fases de um poço, bem como para se compreender o cenário mundial.
2.1 INTEGRIDADE DE POÇOS
Gerenciar a integridade do poço é essencial para o desenvolvimento das reservas de óleo e gás enquanto se preserva o meio ambiente e garante a segurança dos trabalhadores. Dada essa importância, desenvolver e implementar sistema de gerenciamento de integridade de poços tem sido um grande foco da indústria ultimamente.
A definição de integridade de poço é dada como a qualificação que atesta a capacidade do poço de desempenhar sua função de conter e controlar o fluxo de fluidos dentro das barreiras predeterminadas ao longo da vida do poço (Sultan, 2009). A NORSOK D-010, a norma norueguesa que rege o sistema de gerenciamento de integridade durante as fases de perfuração e operação dos poços, prescreve que a integridade de poço pode ser realizada através da “aplicação de técnicas, soluções operacionais e organizacionais para reduzir o risco de uma liberação descontrolada dos fluidos da formação ao longo da vida do poço” (NORSOK, 2013).
Dessa forma, um sistema que gerencia as barreiras de integridade deve satisfazer requisitos básicos para prover diretrizes claras para a fase de planejamento até a fase de abandono. O objetivo é assegurar que os poços sejam devidamente projetados, executados, operados e manutenidos por um período de tempo definido após o qual o poço será seguramente abandonado.
2.2 SISTEMA DE GERENCIAMENTO DA INTEGRIDADE DE POÇOS
Devido à necessidade de um regulamento técnico específico para integridade de poços no Brasil, tendo como um dos motivos a perda de controle do poço e fluxo de hidrocarbonetos para a superfície marinha, também conhecidos como underground
blowout, ocorrido no campo de Frade em 2011 e 2012, a ANP instituiu a Resolução 46/2016, o RTSGIP.
O RTSGIP, assim como os outros regulamentos da ANP, não é prescritivo, deixando a cargo das operadoras definirem e moldarem seus sistemas de gerenciamento baseado nas Práticas de Gestão (PG) dos regulamentos técnicos da ANP. O RTSGIP possui 17 Práticas de Gestão, das quais muitas são similares ao seu precursor, o Regulamento Técnico do Sistema de Gerenciamento de Segurança Operacional (RTSGSO) (ANP, 2007). Exemplos de práticas do RTSGIP que estão diretamente ligadas à integridade física do poço são:
● Prática de Gestão 10 – Etapas do Ciclo de Vida do Poço;
● Prática de Gestão 11 – Elementos Críticos de Integridade de Poço; ● Prática de Gestão 13 – Integridade do Poço.
Um sistema para gerenciar a integridade do poço de forma eficaz é essencial para o desenvolvimento dos reservatórios de óleo e gás, prevenindo a ocorrência de incidentes e acidentes de forma a manter o meio ambiente e a força de trabalho seguros.
2.3 BARREIRAS DE INTEGRIDADE
O gerenciamento da integridade de poço, através de verificações, inspeções, testes e manutenções são aspectos chave para manter a integridade das barreiras.
Além de prevenir o fluxo descontrolado de fluidos, as barreiras devem suportar as cargas e os esforços que o poço possa vir a ser submetido, serem aprovadas em todos os testes programados e funcionar da forma a qual se espera em ambientes de altas pressões, temperaturas e estresse mecânico durante todo o ciclo de vida (ISO 16530-1,2017).
O RTSGIP, assim como outras normas e as boas práticas da indústria define que deve existir dois Conjunto de Barreiras de Solidárias (CSB) atuantes durante todo ciclo de vida do poço (ANP, 2016).
O primeiro CSB é basicamente os elementos que estão expostos aos fluidos, enquanto o segundo não fica exposto a eles, mas fornece uma redundância de proteção caso o primeiro CSB falhe.
Pode-se dar como exemplo de barreiras primárias, a depender da fase em que o poço se encontra (perfuração, operação ou abandono): rochas selantes, fluidos de perfuração, cimentação do revestimento, revestimento de produção, packers de produção, válvulas de segurança de superfície, entre outros. Com relação às barreiras secundárias podemos citar: fluido de completação, blow-out-preventer (BOP), tubing hanger, cimentação de anular, conjunto de vedação, válvula de cabeça de poço, válvulas wing e master atuantes da árvore de natal.
As barreiras não necessariamente devem ser físicas, ou seja, também é tido como barreiras alguns fatores operacionais, humanos e administrativos.
As barreiras físicas são os equipamentos projetados, instalados e verificados regularmente, como por exemplo, durante a operação, as válvulas de segurança da árvore de natal, o tubo de produção, válvula de controle dos anulares, entre outros.
As barreiras operacionais são designadas para prevenir os desvios das práticas seguras de trabalho e controlar o local de trabalho para evitar que erros gerem perigos, ou causem acidentes (ISO 16530, 2017). Isso pode ser feito através da expedição de Permissão para Trabalho (PT), quando o serviço a ser executado é não rotineiro ou possui uma periculosidade considerável, além de isolamentos de segurança, procedimentos e instruções de trabalho, etc.
Uma organização que possui uma forte cultura de segurança deve fornecer uma estrutura na qual a gestão de integridade de poços é bem executada. Como parte dessa estrutura, os controles administrativos fornecem informações, suporte e gestão
das atividades que estão direta ou indiretamente relacionadas à integridade do poço, baseando-se em normas de projetos e manuseio de materiais, programas de garantia de qualidade entre outros. O treinamento, experiência, habilidades e competência para resposta ao risco são exemplos de barreiras humanas que a equipe de trabalho deve possuir (ISO 16530, 2017).
A maioria dos regulamentos vigentes na atualidade dá liberdade aos operadores para escolher a sua filosofia de gestão de integridade de poço, que deve descrever as barreiras, os testes a serem executados durante toda vida do poço, assim como as medidas de contingência a serem tomadas quando a barreira estiver degradada. O operador deve promover uma melhoria contínua do seu sistema de gestão de integridade de poços.
2.4 FASES DO CICLO DE VIDA DE UM POÇO
A vida de um poço se baseia em diferentes fases, desde seu planejamento e projeto, até não haver mais necessidade de sua existência, ocorrendo então seu abandono.
O fluxograma mostrado na Figura 2.1 demonstra cada etapa de um poço dividido em suas respectivas fases, bem como quando elas ocorrem. Os elementos para gerenciamento de integridade presentes no quadro dessa figura devem aparecer durante qualquer das etapas do fluxograma.
Figura 2.1 - Elementos comuns para as fases de gerenciamento de integridade de poços
Fonte: ISO 15530-1 (2017).
As fases do poço foram agrupadas para melhor entendimento, assim ficando divididas em fase de planejamento, projeto e construção que correspondem a estruturação do poço, a fase de operação e intervenções e por fim a fase de abandono, sendo as três últimas partes da etapa de gerenciar a continuidade da integridade.
2.4.1 Fase de planejamento, projeto e construção
Na fase de planejamento deve-se garantir de forma clara e precisa o objetivo do poço, bem como os riscos que ele oferece e as formas de controlá-los. Todos os possíveis cenários para sua utilização: produção, injeção, gás lift, recompletação do
poço em uma zona diferente ou alguma outra operação necessária para o desenvolvimento da vida do poço também devem ser consideradas (Sultan, 2009).
A fase de projeto deve levar em consideração os requisitos levantados durante o planejamento, assim como as tecnologias e mão de obra disponíveis. O projeto deve ser rentável, mas também satisfazer a segurança operacional, de meio ambiente e as normas reguladoras. Durante essa fase são definidos CSBs que serão construídos ou instalados no poço além da criticidade dos elementos que farão parte desses CSBs. Para isso, devem-se levar em consideração os riscos levantados na fase anterior para conseguir assegurar que caso haja qualquer problema entre os predefinidos, não haja fluxo entre diferentes zonas ou entre o exterior e o interior do poço.
A perfuração e completação geralmente é a menor fase, porém a mais crítica, onde a integridade do poço deve ser verificada a cada etapa da perfuração. Nesta etapa é importante que o sistema de gerenciamento de integridade de poço de quem está executando a perfuração ou a completação tenha ferramentas e suporte suficiente para avaliar a competência de seus trabalhadores, a qualidade dos equipamentos utilizados e correta execução de cada etapa durante as operações a fim de assegurar que as boas práticas da indústria estão sendo seguidas e o poço está em total segurança (Sultan, 2009).
2.4.2 Fase de operação e intervenção
A fase de operação de um poço é compreendida a partir do momento em que ele é entregue à equipe de produção para começar a produzir ou injetar, dependendo de qual foi o seu objetivo. Um poço está em operação até que suas atividades sejam interrompidas temporária ou definitivamente por motivos variados.
Durante toda essa etapa do poço, deve-se haver a garantia de que as barreiras construídas nas fases anteriores sejam utilizadas corretamente e exerçam suas funções como planejadas. Essa garantia é feita através de testes e manutenções programadas dos equipamentos, principalmente equipamentos definidos como críticos durante a fase de projeto.
A periodicidade e a forma em que o monitoramento e a manutenção dos elementos devem ocorrer são estabelecidos por manuais de boas práticas de integridade de poço, normas específicas ou manuais próprios de cada empresa.
A fase de intervenção pode ou não ocorrer em um poço, pois só é necessária quando é preciso realizar alguma alteração no fundo do poço e que para tal seja inevitável a parada do poço, a qual é considerada pelo RTSGIP como abandono temporário, o qual pode ou não ser monitorado. Essa fase de intervenção carrega bastante criticidade e para que aconteça com segurança, é necessário que se defina os requisitos para avaliar as barreiras do poço antes e depois de uma intervenção, a qual exige a quebra dos CSBs pré-estabelecidos do poço (Gouda e Aslam, 2018). Essa fase exige que seja feita uma análise de risco e gestão de mudança, visto que toda a estrutura planejada de segurança do poço está comprometida.
A Figura 2.2 representa um exemplo de dois conjuntos solidários tipicamente utilizados durante a fase operacional do poço, sendo os componentes dos CSBs primário e secundário descritos.
Essas duas fases quando relacionadas a poços em campos maduros geram bastante preocupação aos órgãos de segurança como a ANP, por se tratarem de poços que estão em sua maioria operando há décadas, e foram construídos em épocas que a integridade de poços não era um assunto tão discutido no meio da indústria de óleo e gás e por isso muitas vezes ficava de fora dos projetos de perfuração e completação.
Figura 2.2 – Exemplos de barreiras primária e secundária de um poço na fase de operação
Fonte: Torbergsen et al. (2012).
2.4.3 Fase de abandono
A fase de abandono pode ser dividida em abandono temporário ou permanente do poço.
O abandono temporário de poços é considerado durante dois tipos de situação: quando um poço injetor ou produtor já se encontra completado com todos os equipamentos, aguardando o início de sua operação; ou quando poços já em operação encontram-se fechados por motivos operacionais ou estratégicos (IBP, 2017).
Por outro lado, o abandono permanente se refere à poços fechados que apresentam CSBs permanentes sem que haja interesse de reentrada futura ao poço (IBP, 2017).
A Figura 2.3 apresenta um exemplo típico de abandono temporário de um poço por motivo estratégico ou operacional com CSB temporário, e os respectivos elementos constituintes de cada CSB.
Figura 2.3 – Exemplo de abandono temporário após a instalação do revestimento de produção
Fonte: IBP (2017).
A Figura 2.4 exemplifica um abandono temporário realizado após a completação de um poço a fim de aguardar o momento em que esse entrará na fase de operação. Os elementos que compõem os CSBs primário e secundário são listados.
Figura 2.4 – Exemplo de abandono temporário de poço completado para uma zona, com árvore de natal
Fonte: IBP (2017).
A Figura 2.5 demonstra um típico abandono permanente de poço com CSBs permanentes, como os tampões de cimento. Esse e outros elementos que compõem os conjuntos de barreira são apresentados separadamente em CSB primário e secundário.
Figura 2.5 – Exemplo de abandono permanente com isolamento de intervalo com potencial de fluxo no poço aberto
Fonte: IBP (2017).
A fase de abandono permanente deve ser minuciosamente estudada, pois deve garantir que não haja qualquer vazamento de fluido em qualquer situação futura que possa vir a ocorrer na área em que o poço se situa.
3 MONITORAMENTO E MANUTENÇÃO DE BARREIRAS
Após sua completação, o poço é colocado para desenvolver sua função, seja ela produzir, ou injetar. Os principais componentes de um poço durante sua fase operacional são: a cabeça de poço, a árvore de natal, as válvulas de segurança de subsuperfície, como a DHSV (downhole safety valve), e a coluna de produção/injeção e packers.
3.1 COMPONENTES DE UM SISTEMA DE PRODUÇÃO
A árvore de natal e a cabeça de poço são equipamentos primordiais para a garantia de segurança do poço, são compostas principalmente por válvulas que asseguram a estanqueidade do poço como um todo, ou seja, previnem que não haja fluxo do poço para o ambiente através dos anulares ou mesmo pela coluna de produção até a superfície.
A árvore de natal consiste em um corpo acoplado na cabeça de poço com válvulas para segurarem o fluxo do poço. Pode ser classificada como seca (também conhecida como convencional) ou molhada (também conhecida como não convencional) vertical ou horizontal. A primeira tem menor complexidade por ser usada em poços onshore ou de lâmina d’água rasa. Essa é manuseada diretamente pelo operador, pois fica localizada na plataforma. Já a molhada é utilizada em poços subsea e sua operação não ocorre de forma direta como na seca, mas sim através de comandos dados pelo operador, afinal fica instalada no fundo do mar, e é ligada à superfície através de cabos.
As válvulas que equipam a árvore de natal convencional (ANC) são do tipo gavetas e podem ter acionamento hidráulico, pneumático e/ou manual. A Figura 3.1ilustra esse tipo de árvore de produção. Uma ANC geralmente possui as seguintes válvulas em seu corpo:
Válvulas mestres – ou master, sendo uma inferior manual e uma superior com acionamento hidráulico;
Válvulas laterais– ou wing, sendo uma manual e uma com acionamento pneumático
Válvula de pistoneio – ou swab, sendo apenas uma manual. As válvulas master e a wing que possuem mais de uma no corpo da árvore servem como redundância, a fim de realizar a estanqueidade no caso de a principal falhar.
Figura 3.1– Ilustração de árvore de natal convencional
Fonte: Garcia et al. (2002).
A árvore de natal molhada (ANM) também é constituída por um conjunto de válvulas gaveta, porém, além disso, possui um conjunto de linhas de fluxo e um sistema de controle a ser interligado ao painel que fica na plataforma, por onde todos os comandos são enviados.
As válvulas que compõem normalmente o corpo de uma ANM, como mostra o esquemático da Figura 3.2, são:
Válvula mestra de produção (M!) – ou master1; Válvula mestra de anular (M2) – ou master2; Válvula lateral de produção (W1) – ou wing1; Válvula lateral de anular (W2) – ou wing2;
Válvula de pistoneio de produção (S1) – ou swab1; Válvula de pistoneio de anular (S2) – ou swab2; Válvula de interligação (XO) – ou crossover.
Figura 3.2– Esquemático das válvulas de uma árvore de natal molhada
Fonte: Garcia et al. (2002).
As funções da árvore são de fornecer um canal de fluxo para os hidrocarbonetos de dentro da coluna para as linhas de superfície com a capacidade de parar o fluxo fechando a válvula máster, de dar acesso vertical ao poço através da válvula swab, e de viabilizar um ponto de acesso onde o fluido de amortecimento (fluido para controlar a pressão do poço, e amortece-lo) pode ser bombeado para a coluna de produção.(NORSOK D-010, 2004). As válvulas laterais têm o objetivo de assegurar que o fluxo de dentro do poço não saia para a superfície enquanto outros equipamentos são introduzidos ao poço, geralmente através de arame.
Dessa forma, para se assegurar que as válvulas geram a segurança necessária para o poço, devem-se realizar os testes e manutenções necessárias por períodos determinados pela operadora, os quais devem seguir alguma norma ou manual de boas práticas.
A AN fica acoplada à cabeça de poço através de adaptadores, os quais cobrem o suspensor de coluna e viabiliza a passagem de fluido de acionamento até a DHSV por meio de gaxetas.
A cabeça de poço pode ser seca ou molhada (poços subsea), assim como a árvore de natal, e é composta pelas válvulas dos anulares, podendo ser de duas válvulas (em poços mais simples com anulares A e B) ou mais (em poços com mais fases e consequentemente maior quantidade de anulares monitoráveis), suspensor de revestimento/coluna de produção (mais conhecido pelo termo em inglês: casing/tubing hanger) e conjunto de vedação do poço, como ilustra a Figura 3.3.
Segundo a revisão 3 da NORSOK D-010 (2004), a instalação da cabeça de poço seca deve obrigatoriamente prover acesso a todos os anulares para que facilite o monitoramento das pressões dos anulares e a drenagem ou injeção de fluidos, quando necessário. Já para a instalação da cabeça de poço subsea deve garantir acesso ao revestimento através do anular da coluna, pelos mesmos motivos da cabeça seca.
As funções de uma cabeça de poço é proporcionar suporte mecânico para os revestimentos e coluna do poço que ficam suspensos e realizar a conexão da árvore de natal, além de evitar o fluxo do poço aberto e anular para a formação ou o meio ambiente. Para garantir que essas funções realmente sejam cumpridas, as válvulas de anulares devem ser testadas tanto com pressão, quanto para garantir que está funcionando como necessário. Por fim, os anulares devem ser frequentemente monitorados.
Figura 3.3– Representação de cabeça de poço com válvulas de controle de pressão dos anulares A e B
Fonte: Cameron (2006).
O maior componente do poço durante sua fase operando é a coluna de produção, a qual é formada além do tubular, por uma quantidade de menores componentes, como é ilustrado na Figura 3.4 cada qual com sua função.
A seleção de tubulação depende de algumas características do poço, como diâmetro dos revestimentos das fases anteriores, máxima vazão esperada, tipo e características do fluido a ser produzido e os esforços mecânicos aos quais a coluna estará submetida ao longo de toda sua vida útil (tensões de tração, colapso e pressão interna). A coluna deve ser escolhida de modo a se ter confiabilidade de vedação, para que não se espere orifícios, problemas nos conectores, ou mesmo corrosão após a exposição da coluna ao fluido produzido.
Na extremidade inferior da cauda de produção, mas também em outras partes da coluna, é instalado a sub de pressurização (shear-out), a qual permite o tamponamento temporário da coluna enquanto necessário, e sua abertura é feita através da pressurização da coluna.
Os subs conhecidos como nipples, também chamados de perfis assentamento, são responsáveis por alojarem plug sem profundidades pré-definidas para realizarem
isolamento de áreas produtoras, além de assentar válvulas de pé (válvulas que permitem a transmissão de fluxo por apenas uma direção, também conhecida por standing valves) para impedir que haja perda de fluido para formação e chokes os quais permitem a produção simultânea de duas zonas com pressões diferentes.
Outra parte importante instalada na coluna é a camisa deslizante (sliding sleeve), a qual permite a comunicação anular-coluna ou coluna-anular através de uma camisa interna que é aberta ou fechada por operações com arame. A camisa deslizante é usada em momentos como a estimulação logo após a completação do poço ou como back-up em casos em que a coluna esteja inevitavelmente oclusa.
Por fim, um dos mais importantes equipamentos que atuam junto à coluna é o packer de produção, feito de borracha para gerar vedação e pinos de assentamento e desassentamento. Esse elemento possui inúmeras funções, sendo algumas delas servir de elemento da barreira primária (junto á coluna de produção, DHSV, revestimento de produção e a cimentação do anular abaixo do packer), proteger o revestimento acima dele de pressões e fluidos da formação que possam causar dano, nos casos em que o tipo de elevação seja gas-lift, o packer possibilita a injeção controlada pelo anular do poço, além de permitir a produção seletiva de mais de uma zona produtora através de uma só coluna. Os packers são assentados por diferença de pressão do exterior e interior da coluna (Garcia et al., 2002).
Figura 3.4– Exemplo de composição da coluna de produção e seus elementos
Além das válvulas citadas anteriormente, ainda há mais um importante elemento de barreira do poço durante sua fase de operação, que fica localizada no interior da coluna de produção do poço, chamada SCSSV (Surface-Controlled Subsurface Safety Valve), a qual pode ser classificada como DHSV (Down Hole Safety Valve). Deve ser instalada em todos os poços de hidrocarbonetos que possuem pressão de reservatório suficiente para ser classificado como poço surgente. Sua instalação é realizada a cabo podendo ser pelo interior, ou enroscada à coluna de produção durante a completação do poço, como ilustrado na Figura 3.5. Sua profundidade ideal de instalação (a qual garante melhor segurança ao poço ao longo de sua vida operacional) deve ser determinada durante a fase de projeto da completação do mesmo, levando em conta alguns fatores, sendo o principal deles a expectativa de não formação de hidratos, e outras características, como:
a. em poços dotados de bombeio mecânico, a DHSV deve estar abaixo da válvula de pé (também conhecida como check valve, por ser uma válvula de sentido único de fluxo);
b. em poços subsea com árvore de natal molhada, deve estar instalada o mais próximo do fundo do mar;
c. em poços cujo método de elevação seja gas-lift, deve se localizar logo após o último mandril; ou
d. quando há canhoneado frente às formações produtoras, na altura média do poço produtor junto ao packer.
Para a garantia da integridade do poço durante sua fase de operação, os equipamentos e suas partes consideradas barreiras de fluxo para o poço devem ser testados e verificados de forma a assegurarem o exercício de suas funções de maneira eficiente para trazerem segurança durante toda a atividade do poço.
Para tal, são realizados testes e manutenções periódicas em cada parte dos equipamentos, segundo instruções específicas de cada equipamento e seus fabricantes.
Figura 3.5 – Ilustração de dois tipos de DHSV. Do lado esquerdo do tipo
tubingmounted, do direito, insertável.
Fonte: Garcia (2002).
3.2 SISTEMAS DE MONITORAMENTO
O gerenciamento do monitoramento das barreiras do poço é peça chave do sistema de gerenciamento de integridade de poço, visto que proporcionam confiabilidade para que os equipamentos realmente impeçam o fluxo descontrolado do interior do poço para a superfície.
Gerenciar o monitoramento de um equipamento significa estabelecer detalhadamente seus testes, inspeções visuais e manutenções quando necessário. Os detalhes mais importantes que são gerenciáveis nesse momento são a periodicidade e a maneira em que cada barreira será monitorada.
A periodicidade de monitoramento das barreiras do poço é estabelecida considerando o desenho do poço, a presença de pressão anular, os procedimentos
estabelecidos pelo operador e os requisitos da agência governamental ou melhores práticas da indústria para o estabelecimento de frequências de monitoramento (API RP 90). A forma como os testes e manutenções serão realizados deve, na maior parte das vezes, seguir as normas e resoluções, além de considerar instruções do fabricante dos equipamentos, os quais geralmente respeitam certos padrões já firmados na indústria de petróleo mundial. Os principais equipamentos citados anteriormente como exemplos de barreiras utilizadas em poços durante sua produção ou injeção são monitorados e testados seguindo seus critérios de aceitação.
3.2.1 Monitoramento e teste das válvulas da árvore de natal
O teste de desempenho das válvulas da árvore fornece um método prático de confirmar a capacidade do sistema de desempenhar as funções de segurança do projeto. Na instalação inicial, os testes devem ser realizados para verificar se todo o sistema, incluindo a válvula de fechamento final ou o dispositivo de controle, é projetado e instalado para fornecer uma resposta adequada às condições externas. Posteriormente, testes operacionais periódicos devem ser realizados, pelo menos anualmente, para substanciar a integridade de todo o sistema, incluindo a estação de processo ou o desligamento da plataforma, se necessário. Os dispositivos e sistemas de segurança devem ser testados em intervalos regulares especificados em pelo menos anuais. Intervalos alternativos de teste podem ser estabelecidos com base na experiência de campo, na política do operador ou nos regulamentos governamentais. A fim de estabelecer um intervalo de teste alternativo além da frequência recomendada pela norma API RP 14C ou fora daqueles ditados por regulamentações governamentais, o intervalo de teste alternativo deve garantir confiabilidade do dispositivo igual ou maior que a confiabilidade demonstrada pela frequência de teste recomendada / exigida.
O teste e verificação de estanqueidade do corpo da árvore e suas válvulas deve ser realizado de tuas formas: por alto e baixo diferencial de pressão na direção de fluxo do poço, sendo a baixa pressão 3,5 MPa (aproximadamente 34,5 atm). Durante o teste de estanqueidade das válvulas da árvore de natal, o operador deve pressurizar as linhas da árvore fechando a dupla de válvulas que se deseja testar ao longo de um
tempo pré-determinado de dez minutos. Se houver vazamento dentro do permitido pelo manual ou procedimento de teste das válvulas da AN, as válvulas testadas estarão aptas a realizarem sua função de estanqueidade. Por outro lado, se a pressão cair e houver vazamento fora do aceitável, o responsável pelo teste e manutenção deverá reportar o problema, normalmente, ao sistema responsável pelo monitoramento, ou às pessoas responsáveis e realizar a manutenção ou troca das válvulas conforme instrução do fabricante o mais rápido possível, utilizando sempre o procedimento indicado para aquele tipo de árvore. Nessas situações em que falhas são reportadas e a manutenção não ocorre no momento em que se detecta o mal funcionamento da válvula, deve ser feito um estudo para apontar possíveis riscos consequentes da prorrogação da troca da válvula falhada, e como resultado desse estudo, deve-se elaborar um documento de análise de risco, de maneira a aceitar ou não a prorrogação, bem como para encontrar maneiras de diminuir ou sanear os riscos encontrados. Caso as válvulas do envelope de barreira estejam fora de conformidade, o poço não poderá operar até que o problema seja corrigido. As válvulas que são a última barreira para o meio ambiente (a swab e a lateral, normalmente) não devem vazar nenhum volume de fluido, por menor que seja. Se a taxa de vazamento não puder ser medida diretamente, a medição indireta pelo monitoramento da pressão de um volume fechado à jusante da válvula deve ser executada e registrada.
O teste deve ser registrado, para que o gerenciamento das barreiras seja feito a partir de certificados de boa funcionalidade dos elementos de barreira do poço.
3.2.2 Monitoramento e teste dos revestimentos, tubo de produção e anulares
Para as válvulas dos anulares (do condutor, de revestimento de superfície, de revestimento intermediário e de revestimento de produção que forem possíveis de medir), deve-se realizar o monitoramento na frequência pré-determinada das pressões dos anulares que podem ser medidos, ou seja, aqueles que não estão cimentados até o topo, ou que foram instalados de forma cravada por exemplo.
Segundo a API RP 90 (2012), a qual escreve as melhores práticas da indústria em relação ao gerenciamento de pressões nos anulares em poços offshore, o
programa de monitoramento da pressão dos anulares deve levar em consideração alguns princípios importantes:
O nível de segurança deve ser mantido de acordo com o que já é considerado por métodos prescritivos históricos;
Deve-se relacionar diretamente a pressão do anular com o controle de poço, sendo a principal preocupação nesse caso a perda de controle de poço tanto na superfície, quanto na subsuperfície;
A SCP (Sustained Casing Pressure) é a pressão de revestimento excessiva que persiste mesmo depois de se realizar o dreno indica que há uma parte do sistema de barreira do poço que possui vazamento;
A maioria dos vazamentos é resultado de uma combinação de defeitos e/ou eventos menores, e não pelo fato de se exceder as especificações de projeto do sistema de poço;
Nem toda pressão de anular de revestimento representa algum aumento significativo de risco;
O nível aceitável de risco pode ser estabelecido para um grande número de anulares usando critérios que exigem um mínimo de conhecimento e esforço, baseando principalmente em dados obtidos por experiência;
Os anulares que não atendem a um nível aceitável de risco devem ser avaliados caso a caso;
Todos os testes de monitoramento e diagnóstico devem ser documentados adequadamente.
Esse último princípio é muito importante para o monitoramento em si, além de que através disso, se constrói um histórico para servir de base para estabelecer novos e mais criteriosos métodos prescritivos para o acompanhamento das pressões de anulares
Ainda segundo a API RP 90, os níveis aceitáveis de risco causados pela pressão de anular são estabelecidos seguindo três principais regras:
i. Se o poço exibir pressão de anular menor ou igual a 100 psig, apresenta um risco baixo e deve apenas ser monitorado;
ii. Se o poço exibir SCP, deve-se realizar drenagem até 0 psig e nesse caso se realmente for possível realizar a drenagem até 0 psig, o risco apresentado por ele é aceitável, pois isso indica que sua taxa de vazamento é baixa, o que quer dizer que seu sistema de barreiras ainda é efetivo.
iii. Por último, uma Pressão Máxima Admissível de Operação da Cabeça de Poço (MAWOP) é calculada, na qual a pressão anular máxima permitida para cada anular é determinada. O cálculo MAWOP é aplicável ao SCP, à pressões de revestimento térmica e pressões de revestimento impostas pelo operador. O estabelecimento do MAWOP para os anulares apresenta um risco aceitável, uma vez que minimiza o risco de explosão ou colapso dos tubulares.
Se as pressões de revestimentos não se enquadram em nenhuma das três regras acima, deve-se estabelecer o risco gerenciado de forma caso a caso.
Os testes de pressão adicionais que devem ser realizados para garantir a integridade mecânica do anular e cabeça de poço são o de drenagem e o de build-up, independentemente do tipo de teste, a frequência de sua realização deve ser consistente com o plano de gerenciamento de pressão do anular do operador. A condição inicial que resultou no acréscimo de pressão do anular não é uma condição estática. Devido à erosão, corrosão e ciclos térmicos, por exemplo, a comunicação com uma fonte de pressão pode aumentar ou piorar com o tempo. A pressão de anular do revestimento deve ser reavaliada periodicamente para determinar se a taxa de vazamento ainda está dentro dos limites aceitáveis. Todos os testes subsequentes de drenagem/build-up devem ser realizados somente depois de considerar cuidadosamente todas as possíveis consequências para o poço. Cada vez que um anular com SCP é drenado, o fluido anular original está sendo removido e substituído por um fluido diferente, possivelmente fluido de produção. Este processo pode aumentar as pressões vistas no anular e pode aumentar rapidamente a gravidade do problema.
Além disso, a integridade da vedação do cimento no anular pode ser danificada pelo ciclo de pressão, causado pela quantidade excessiva desses testes, os quais podem causar rachaduras por tensão de tração no cimento. Essas rachaduras induzidas por estresse podem aumentar substancialmente a taxa de fluxo e o volume
dos fluidos de formação que alimentam a SCP no anular testado. Por esse motivo, condições seguras de ciclagem de pressão para o tipo e design específico do cimento no anular devem ser consideradas.
Os testes subsequentes de avaliação da pressão anular devem ser realizados: Periodicamente, de acordo com o programa de gerenciamento de anular do operador em poços com SCP, pressão térmica de revestimento e/ou pressão de revestimento imposta pelo operador.
Depois que o poço sofre intervenção, desvio ou é estimulado por ácido. No caso de haver alteração significativa da pressão anular entre os intervalos de teste de rotina.
3.2.3 Monitoramento e teste das válvulas SCSSV
Após a instalação da SCSSV no poço, a válvula deve ser fechada em condições de mínimo ou nenhum fluxo através da operação do sistema de controle. A verificação da operação de fechamento pode ser realizada pelo teste de aumento de pressão, ou de fluxo. A DHSV deve, então, ser reaberta seguindo os procedimentos no manual de operação do fabricante.
As SCSSVs devem ser testadas em sua instalação e em um intervalo máximo de seis meses, a menos que regulamentos locais, condições e/ou evidências históricas documentadas indiquem um intervalo de teste diferente, o qual não deve exceder 12 meses.
Para o teste da SCSSV deve-se rotineiramente realizar drenagem e pressurização da linha de controle, como normalmente é recomendado pelo fabricante da válvula, a fim de se manter a área de fluxo da linha livre de detritos. Assim, para o teste de vazamento deve-se isolar o sistema de controle do poço a ser testado, aguardar pelo menos cinco minutos para que o fluido no mecanismo de fechamento da DHSV esteja estável, registrar a pressão da coluna fechada, observar se a pressão na linha de controle se mantém estável, ou se há aumento ou queda. Caso haja, algo não está em conformidade e deve ser investigado. Qualquer vazamento que ocorra na válvula lateral ou na válvula de linha de fluxo deve ser identificado, localizado, medido e monitorado ao longo de todo o teste, o qual deve levar em consideração
esse vazamento para seus resultados. Assim, deve-se drenar o máximo de pressão possível da coluna acima da DHSV e fechar o poço, registrando as pressões resultantes. Após o registro dos resultados, é preciso realizar uma análise técnica dos vazamentos, a qual é sugerida pela API RP 14B (2015) que seja menor ou igual a 0,43 m3/min se o fluido for gás, ou 0,0004 m3/min se for líquido. Se os valores
ultrapassarem esses parâmetros, o poço deve continuar fechado até que a falha da válvula seja corrigida, ou a válvula seja trocada por uma que esteja em perfeito funcionamento.
O fluxograma mostrado na Figura 3.6 representa de forma simplificada como se deve agir nos casos de cada teste de válvula ser aceito ou não. Nele é possível perceber que no caso de falha nos testes da Safety Shutdown Valve (SSV), ou seja, as válvulas automáticas da AN, ou da SCSSV, pode-se haver a necessidade de fechar o poço até a correção das falhas para, assim, assegurar a segurança do meio ambiente e das pessoas envolvidas com a operação do poço.
Além dos testes, também faz parte do monitoramento das barreiras a inspeção visual do entorno do poço. Essa etapa é importante para a detecção de falhas como incrustações ou pontos de corrosão nos equipamentos visíveis durante a operação do poço, dessa forma, só é possível enxergar aqui as válvulas da cabeça do poço e da árvore de natal.
Essa inspeção visual também deverá ter sua frequência de realização estipulada pela empresa operadora, levando em consideração a criticidade do ambiente do poço, a facilidade da realização de inspeções visuais, e manuais de boas práticas sobre o assunto, como o Caderno de Boas Práticas de E&P - Diretrizes para Monitoramento de Poços em Abandono Temporário, escrito por um grupo de trabalho formado pelo IBP (Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis) em conjunto com pessoas da indústria de óleo e gás e da Agência reguladora ANP, o qual descreve formas efetivas de se classificar os poços a fim de se determinar frequências de inspeção visual e de monitoramento. Vale ressaltar que poços de árvore de natal e cabeça de poço secas exigem menor complexidade para de se examinar esses equipamentos do que em poços de completação molhada, os quais exigem auxílio, como o de um ROV (Veículo Submarino Operado Remotamente) para realização dessa tarefa.
Figura 3.6 – Fluxograma de análise de testes de integridade nos elementos de barreira durante a fase operacional do poço
Fonte: Kairon & Lane (2008).
3.3 MONITORAMENTO USANDO INTELIGÊNCIA ARTIFICIAL
A indústria de óleo e gás tem percebido de forma gradativa a importância e o ganho de se utilizar novas tecnologias através da inteligência artificial em várias etapas da vida de um poço, e não é diferente para a fase de monitoramento das barreiras de fluxo durante o período em que o poço se encontra em operação.
Pelo fato de, geralmente, um campo possuir um número significativo de poços produtores e/ou injetores, o gerenciamento da manutenção de no mínimo os principais equipamentos que formam as barreiras se torna muito mais complexo e arriscado. Isso tem se tornado um grande motivo para que se venha discutir novas técnicas utilizando a inteligência artificial para a realização do monitoramento de forma que a atenção dada a todos os poços de um campo, ou mesmo de mais de um operado por
uma mesma empresa, seja realizado analogamente, através da aplicação dos parâmetros (frequência, prática de monitoramento, entre outros) escolhidos pela operadora ou consórcio.
Um grande exemplo da aplicação de inteligência artificial no setor de óleo e gás se refere ao campo Ivar Aasen, localizado na costa da Noruega, no qual um grande operador conseguiu modernizar seu sistema de controle em uma plataforma offshore no ano de 2016. Apesar de não termos muitos exemplos atualmente com relação ao emprego dessa inovação, o caso mencionado da atuação da operadora no Mar do Norte demonstra o quanto a inteligência artificial e a utilização da tecnologia tem a agregar à indústria, e que não muito distante dos dias de hoje, ela se tornará cada vez mais comum.
3.3.1 Inteligência artificial aplicada em plataforma no campo Ivar Aasen
O campo de Ivar Aasen no Mar do Norte, localizado a 180 km da costa norueguesa e em uma lâmina d'água de 110 m, produz em média 60.000 barris por dia. Ivar Aasen está situado em uma região que apresenta condições adversas de E&P, como frequentes tempestades e elevado teor de sal corrosivo que afeta equipamentos e a infraestrutura. Desde o início da produção em dezembro de 2016, a empresa operou a plataforma usando duas salas de controle redundantes, sendo uma localizada a bordo e a outra em terra, a mil quilômetros de distância, em Trondheim, cidade da Noruega localizada a cerca de 500 km de Oslo.
O campo é operado por uma grande operadora do Mar de Norte que atua no litoral do país e investiu na implementação de inteligência artificial para monitoramento remoto de barreiras através de uma conhecida ferramenta chamada IoT (Internet of Things em inglês), ou Internet das Coisas.
Essa ferramenta é um marco na transformação digital na indústria, e não seria diferente na de óleo e gás. A IoT é conhecida por realizar a comunicação de máquina para máquina (M2M) através da internet. Nesse tipo de atividade, a interferência humana direta é a menor possível, visto que, resumidamente, os sensores e dispositivos inteligentes fazem o serviço de capturar dados que são enviados posteriormente para um sistema de computação, o qual é responsável por analisar as
informações recebidas e usá-las para gerenciar as ações de cada equipamento ou instrumento ligado a essa rede.
Através da IoT, a operadora realiza o monitoramento de condições (CM) dos equipamentos de produção da plataforma de forma remota, e a partir desse monitoramento é possível dar suporte ao modelo de manutenção baseado em condições (CBM) de forma mais proativa e até mesmo preditiva.
Uma grande característica presente na abordagem do monitoramento de condições do modelo de CBM é a criação de dados de alta qualidade por meio de um método de registro de data e hora dos eventos de cada dado. Esta é uma técnica de amostragem de dados dinâmicos que é orientada por eventos através de anomalias nos dados de monitoramento de desempenho dos equipamentos. Esses dados são obtidos por meio das conexões do sistema CM com os sistemas elétrico, de instrumentação, de controle e de telecomunicação (EICT) incorporados na estrutura de topside da plataforma. Com o registro de data e hora dos eventos nos fluxos de dados do monitoramento de controle, a equipe da sala de controle da plataforma pode identificar as sequências de eventos com mais precisão, ajudando-os a diagnosticar problemas mais rapidamente e com maior assertividade.
Desde o começo de 2019, após a sala de controle onshore ter se mostrado totalmente capaz de atender aos altos padrões de desempenho e segurança necessários, a sala de controle a bordo foi desativada, e o monitoramento e o controle operacional é realizado exclusivamente nas instalações em terra, demostrando o imenso potencial da aplicação da inteligência artificial na indústria de petróleo (Settemsdal, 2019).
4 ABORDAGEM DA INTEGRIDADE DE POÇOS NO MUNDO
Cada região possui suas peculiaridades, sejam geográficas, ou regulatórias. Portanto as empresas têm de adaptar seu sistema de gestão de integridade de poços para os diferentes ambientes encontrados. Nesse capítulo veremos exemplos de alguns estudos realizados no intuito de diminuir os problemas com integridade de poço.
4.1 NORUEGA
Uma série de incidentes relacionados a poços, com significante impacto e potencial para grandes acidentes, levou a Autoridade de Segurança do Petróleo (PSA) da Noruega a lançar uma pesquisa piloto para integridade de poços. Foram selecionados 406 poços, interligados a 12 instalações de sete diferentes companhias. O agente regulador norueguês notificou as companhias a apresentarem informações relacionadas a integridade desses poços, e responder uma planilha a partir do fluxograma da Figura 4.1.
Figura 4.1 – Diagrama de Fluxo
Da análise da documentação pelo PSA e pelas consultorias especializadas contratadas, foram identificados os seguintes desvios: deficiências no tratamento de não conformidades, gestão de mudança ruim, não inclusão de equipamentos e elementos críticos no sistema de manutenção, problemas devidos a conversão do poço (o poço não fora projetado anteriormente para ter uma conversão de produtor para injetor e vice versa).
Além disso, existem exemplos onde as transferências de informações críticas foram insuficientes/ineficientes durante aquisições de licença, passagem da equipe de projeto para operação e troca de operadores (Vignes et al, 2008).
A quantidade dos poços que tiveram falha de integridade, problema ou incerteza está no gráfico da Figura 4.2.
Figura 4.2 - Poços produtores, injetores e total com falhas de integridade
Fonte: Vignes et al. (2008).
Dos 406 poços, 75 tiveram falhas relacionadas as barreiras de integridade, um percentual de 18%.
No Figura 4.3 é detalhado qual elemento de barreira falhou em cada um dos 75 poços. 48 27 75 0 10 20 30 40 50 60 70 80
Produtores Injetores Total
N
úme
ros
de
Poços
Figura 4.3 – Gráfico representando relação de elementos de barreira com falhas
Fonte: Vignes et al. (2008).
Após as análises e alguns encontros com as companhias para discussão e entendimento dos documentos apresentados, o PSA listou alguns pontos de melhoria para a indústria:
Melhoria dos sistemas de confiabilidade e monitoramento dos poços;
Desenvolver melhores visualizações de barreiras, que sejam de fácil entendimento e uso;
Padronização das visualizações, qualificações técnicas e documentações;
Definir os dados e informações mínimos a serem passados entre equipes, na troca de serviços (projeto-perfuração, perfuração-completação, completação-produção, produção-perfuração, etc);
Melhoria e qualificação da forma de trabalho;
Monitoramento e manutenção da integridade mecânica das barreiras. 4 2 2 9 29 1 8 8 4 2 1 1 1 2 1 0 5 10 15 20 25 30 35
Elemento de Barreira que Falharam Número de Poços com Problemas de Integridade
4.2 NIGÉRIA
Em 2003, a Shell Nigéria, montou uma equipe para fazer um estudo das práticas do passado e atuais, a fim de colocar em prática uma gestão da integridade de poços que se assegura que essa questão fosse tratada adequadamente.
A equipe identificou que o processo de gerenciamento de integridade de poços, deveria incluir:
Identificação e categorização dos problemas de integridade de poço;
Formação de um banco de dados, que permita armazenar, monitorar, e incluir mudanças em tempo real;
Avalição de risco, para identificar os problemas mais severos, e a melhor alocação de recursos financeiros;
Definição de procedimentos padrão, e requisitos mínimos de segurança;
Um sistema de gerenciamento que interligue todas as informações, indicadores, procedimentos, necessários a garantia da integridade dos poços.
A Shell levou cerca de onze meses para implantação desse sistema. Como benefícios intangíveis, na implementação de um sistema de gerenciamento de integridade de poços, podemos citar uma maior facilidade das empresas em conseguir suas licenças junto aos órgãos reguladores e ambientais para operar, uma melhoria na reputação e imagem corporativa da empresa, além é claro da segurança da força de trabalho e meio ambiente.
Além disso, Shell Nigéria obteve uma melhoria financeira visto que de um total de 24 poços foi obtido melhoria de produtividade em 21, o trabalho feito restaurou o potencial de produção de 40 mil barris por dia com um ganho adicional de 25 mil barris por dia, isso devido às intervenções feitas nos poços para tratar as falhas de integridade (Wakama et al., 2004).
4.3 BRASIL
Um estudo em 2013, feito com suporte da PETROBRAS e Unicamp, fez uma análise de integridade de poço para predição de intervenções.
Primeiramente foram identificados os CSBs baseados nos projetos do pré-sal brasileiro que estão representados na Figura 4.4. A Legenda para cada elemento de barreira está no quadro da Figura 4.5.
Figura 4.4 – (a) Esquemático completo da análise de confiabilidade, (b) CSB primário, CSB secundário
Figura 4.5 – Quadro com a legenda esquemática dos poços do pré-sal
WXT Árvore de Natal Molhada TH Suspensor de coluna
M1 Mestre 1 ou válvula mestre de produção PAB Base do adaptador da produção
W1 Lateral 1 ou válvula lateral de produção VX Selo VX
S1 Pistoneio1 ou válvula de pistoneio WH Cabeça de poço
XO Válvula de interligação GLM Mandril de gas-lift
M2 Mestre 2 ou válvula mestre do anular ICV Válvula de controle de influxo
W2 Lateral 2 ou válvula lateral do anular CIM Mandril de injeção de químicos
S2 Pistoneio2 ou válvula de pistoneio do anular PDGM Medidor de fundo de poço
AIV Válvula de intervenção do anular
Fonte: Da Fonseca et al. (2013)
Para cada componente dos CSBs foram identificados o modo de falha, taxa de falha, tempo médio para a falha e a confiabilidade que estão na Figura 4.6.
Para quantificar a confiabilidade e o tempo de falha de cada CSB, foi considerada a seguinte relação entre cada elemento de barreira que é mostrado na Figura 4.7.
Figura 4.6 – Quadro com os componentes do CSB, modos de falha, taxa de falha e confiabilidade em 27 anos
CSB Barreira Modo de falha Taxa de falha
(por 106 horas) Tempo médio para a falha (ano/poço) Confiabilidade CS B Primár io
Rocha Capeadora (Anidrita) - 0,0000 - 1,0000
Liner Cimentado Vazamento externo 0,0580 1967 0,9864
Packer de Produção Vazamento no Revestimento
do Anular 0,1210 942,8 0,9718
Coluna de Completação acima do Packer e Abaixo da Coluna da SSSV
Vazamento no Revestimento
do Anular 0,2500 456,3 0,9425
Mandril de Gas-Lift (e válvula) Vazamento no Revestimento
do Anular 11,900 9,586 0,0598
SSV
Falha para fechar 0,5600 203,7 0,8759
Vazamento no Revestimento do Anular 0,3161 360,9 0,9279 Vazamento em posição fechada 0,7200 158,4 0,8433 CS B Se cu n d ári o Rocha Competente - 0,0000 - 1,0000
Revestimento de Produção Cimentado Vazamento externo 0,0152 7495 0,9964
Cabeça de Poço Vazamento externo 0,0029 39330 0,9993
Anel de Vedação e Conector H4 Vazamento Interno 0,0028 40740 0,9993
Vazamento externo 0,1300 877,5 0,9697
Base Adaptadora de Produção Vazamento Interno 0,1535 743,2 0,9643
Vazamento externo 0,1535 743,2 0,9643
Linha de Válvula de Intervenção no Anular Vazamento externo 0,0500 2281 0,9882
Válvula de Intervenção no Anular
Falha para fechar 0,2500 456,3 0,9425
Vazamento externo 0,0150 7605 0,9965
Vazamento em posição
fechada 0,1500 760,5 0,9651
Conexão do Suspensor de Coluna Vazamento no Revestimento
do Anular 0,1000 1141 0,9766
Penetração do Suspensor de Coluna Vazamento Interno 0,1000 1141 0,9766
Corpo do Suspensor de Coluna Vazamento Interno 0,1000 1141 0,9766
Selo do Engate de Produção Vazamento no Revestimento
do Anular 0,1500 760,5 0,9651
Corpo do Engate de Produção Vazamento Interno 0,0030 38030 0,9993
Válvula Mestre de Produção
Falha para fechar 0,2500 456,3 0,9425
Vazamento externo 0,0150 7605 0,9965
Vazamento em posição
fechada 0,1500 760,5 0,9651
Árvore de Natal Molhada Vazamento externo 0,1535 743,2 0,9643
