Controle de Poços em LDA profundas

Controle de Poços em LDA profundas

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ENAHPE 2006 – Encontro Nacional de Hidráulica de Perfuração e Completação de Poços de Petróleo e Gás Pedra Azul, Domingos Martins – ES, 29 a 31 de agosto de 2006

Segurança de Poço em Lâminas de Água Ultraprofundas

Otto Luiz Alcântara Santos1

1Petrobras, Universidade Petrobras, Av. ACM 1113, Salvador, Brasil, CEP: 41856-900, ottosantos@petrobras.com.br

Resumo

Esse artigo técnico tem como objetivo principal mostrar os aspectos importantes de segurança de poços em águas ultraprofundas e as pesquisas e outras ações a eles relacionadas que atualmente estão sendo realizadas pela PETROBRAS e outras empresas e organizações na industria do petróleo. No artigo, estão mostradas as dificuldades operacionais encontradas e os desafios tecnológicos existentes para as operações de perfuração e produção seguras em cenários de águas ultraprofundas. Em seguida, as pesquisas relacionadas a esses aspectos serão detalhadas com ênfases nos seus objetivos, ações a serem executadas para a consecução desses objetivos e produtos esperados. Estas pesquisas envolvem assuntos relacionados à hidráulica de controle de kick, formação de hidratos, desenvolvimento de simulador de kicks e combate a blowouts, todos no cenário de lâmina d’água ultraprofunda. Ações de caráter operacional também são abordadas neste artigo.

1. Introdução Durante a perfuração de um poço de petróleo, se por alguma razão a pressão no interior do poço tornar-se menor que a pressão de uma formação permeável, haverá o fluxo de fluidos dessa formação para o interior do poço. A este fluxo indesejado dá-se o nome de kick e todas as ações que são implementadas com os objetivos de prevenir, detectar e controlar o kick e de lidar com as conseqüências do seu descontrole são referidas como Segurança de Poço.

sua vida produtiva

Caso a equipe de uma sonda falhe no controle de um kick, esse fluxo pode incorrer numa situação denominada de blowout. Os blowouts podem ter conseqüências funestas como perdas de vidas humanas, reservas e equipamentos, prejuízo à imagem da companhia operadora e danos ao meio ambiente. Embora os kicks e blowouts sejam mais comuns na fase de perfuração do poço, eles podem ocorrer durante qualquer operação realizada no poço durante a

Em ambientes de águas profundas (300 a 1500 m) e ultraprofundas (acima de 1500 m) são utilizadas sondas flutuantes como unidades de perfuração e produção. A Fig. 1 mostra o esquema do sistema de equipamentos de controle de poço existente nesse tipo de unidades [1]. Na figura, o equipamento de segurança de segurança do poço (BOP) e a cabeça do poço estão localizados no fundo do mar. O riser de perfuração faz a ligação entre os equipamentos submarinos e a embarcação. Ocorrendo um kick, o BOP deve ser fechado e o acesso ao poço não pode mais ser feito através do riser e sim através de duas linhas paralelas ligadas lateralmente ao riser chamadas de linha do choke e linha de matar.

Nesses ambientes de operação, o volume de fluido invasor e indesejável no interior do poço deve ser o mínimo possível devido às complicações e particularidades inerentes ao controle de poço nessas profundidades de água do mar. Assim, a pronta detecção do kick torna-se imperativa. Estas complicações e particularidades são em sua maioria devidas ao tipo e a configuração dos equipamentos de segurança utilizados em unidades flutuantes vistos na Fig 1.

Linha do choke

Linha de matar

Nível do mar

Fundo do mar

Choke

Cabeça de poço e BOP

Sapata

Kick

R i s e r

Figura 1. Esquema do Sistema de Equipamentos de Controle de Poço Existente em Unidades Flutuantes [1].

ENAHPE 2006 – Encontro Nacional de Hidráulica de Perfuração e Completação de Poços de Petróleo e Gás Pedra Azul, Domingos Martins – ES, 29 a 31 de agosto de 2006

As principais complicações advindas da utilização desse sistema e agravadas com o aumento da lâmina d’água são as seguintes:

- Ocorrência de baixas pressões de fratura das formações. - Existência de perda de carga por fricção excessiva na linha do choke. - Necessidade de ajustes rápidos na abertura do choke, quando o gás entra na linha do choke e posteriormente quando ele a deixa, devido à grande diferença entre a área transversal do espaço anular e a da linha do choke. - Possibilidade de formação de hidratos no BOP.

- Possibilidade de haver gás no riser após fechamento do BOP. - Possibilidade de haver gás aprisionado abaixo do BOP após a circulação de um kick. - Uso de um incremento na massa específica do fluido de perfuração (Margem de Segurança do Riser), devido à possibilidade de desconexão de emergência.

O controle de blowouts nesses cenários de operação também difere daqueles relacionados com sondas terrestres ou situadas em águas rasas, ou seja, aquelas posicionadas em lâminas d’água menores que 300 metros. Os principais aspectos desse controle bem como as pesquisas e os procedimentos desenvolvidos nessa área estão também mostrados neste artigo.

2. Baixas Pressões de Fratura Pressão de fratura é definida como aquela que produz a falha mecânica de uma formação com resultante perda de fluido. O seu conhecimento é de fundamental importância no projeto do poço, na determinação das profundidades de assentamento das sapatas dos revestimentos descidos e durante as operações de controle de poços, onde o seu valor não deve ser excedido para evitar a fratura da formação. A pressão de fratura de uma formação é função da pressão de sobrecarga na profundidade dessa formação, da sua pressão de poros e do estado de tensões existente na sua matriz. A pressão de sobrecarga resulta do peso total dos sedimentos acima da formação em consideração. Assim, para uma mesma profundidade de poço, em locações em águas ultraprofundas as pressões de fratura são menores que as encontradas em locações terrestre ou em águas rasas. A redução é causada pelo menor valor da pressão de sobrecarga devido à substituição do peso dos sedimentos pela pressão hidrostática da água do mar. Na perfuração em águas ultraprofundas, pressões de fratura muito baixas são observadas, tornando as operações no poço mais críticas inclusive as de segurança de poço. A Tabela 1 mostra alguns valores de pressão de fratura em termos de densidade equivalente para exemplos reais obtidos em testes da absorção. Em terra ou em águas rasas os

são acima de 14 lb/gal

valores normalmente obtidos para essas profundidades

Um aspecto importante nas operações de controle de poço relativo às baixas pressões de fratura é que o volume de fluido invasor no interior do poço após o seu fechamento deve ser o menor possível. Volumes grandes de gás no poço podem levar a pressões altas incompatíveis com as baixas pressões de fratura acima mencionadas. O volume de um kick é minimizado quando a sonda possui equipamentos de detecção precisos e a equipe está treinada para o detectar prontamente e fechar o poço o mais rapidamente possível. Volumes menores de kicks implicam em menor tempo de operação de controle, situação desejável devido às altas taxas diárias de sonda nesse cenário de perfuração além de uma maior facilidade de separação do gás do fluido de perfuração no separador atmosférico instalado na unidade flutuante.

Tabela 1. Pressão de Fratura

Medição

dade (m)

Profundi-

Água (m)

Lâmina de

Pressão de Fratura (lb/gal)

O volume de kick no poço após o seu fechamento é função do tempo gasto até ele ser detectado. Na perfuração de poços, os sinais positivos de que um kick aconteceu são o aumento da vazão de retorno e o aumento do volume de fluido de perfuração nos tanques. Infelizmente nas unidades de perfuração flutuantes esses sinais são mascarados pelo movimento da embarcação. A vazão de retorno sofre variações devido ao movimento de subida e descida da embarcação (heave) enquanto que o volume nos tanques torna-se difícil de ser medido devido ao balanço da unidade de perfuração (roll e pitch). Conforme apresentado na Referência 2, alguns sistemas computadorizados foram desenvolvidos para calcular valores médios para a vazão de retorno com base nos movimentos da embarcação medidos por um sistema de aquisição de dados. Outros sistemas computadorizados também foram desenvolvidos para medir o volume de fluido de perfuração nos tanques

ENAHPE 2006 – Encontro Nacional de Hidráulica de Perfuração e Completação de Poços de Petróleo e Gás Pedra Azul, Domingos Martins – ES, 29 a 31 de agosto de 2006 através da instalação de mais medidores de nível de fluido em cada tanque.

Outro aspecto desfavorável no controle de poço em águas ultraprofundas é a alta perda de carga por fricção que se desenvolve no interior da linha do choke durante a circulação do kick. Este valor é alto devido ao pequeno diâmetro interno e ao grande comprimento da linha do choke devendo ser compensado por uma maior abertura do choke. Desse modo, essas perdas de carga não serão comunicadas ao poço onde são esperadas baixas pressões de fratura conforme foi apresentado anteriormente.

choke de 420 psi que é bastante expressiva

O gráfico apresentado na Fig. 2 (obtido na Ref. 3), mostra os valores dos gradientes de perdas de carga por fricção em psi/m calculados para várias vazões de circulação e para três temperaturas de um fluido de perfuração aquoso de 9,0 lb/gal fluindo no interior de uma linha de choke com diâmetro interno de 2,764”. É importante notar que a temperatura baixa tende a elevar as propriedades reológicas do fluido de perfuração tornando-o mais viscoso e aumentando as perdas de carga por fricção na linha do choke. Assim, em lâminas de água profundas, a temperatura do fundo do mar é baixa (4o C), onde os valores de perda de carga se tornam ainda maiores, constituindo-se em mais um problema relacionado ao controle de poço nesse ambiente de perfuração. Segundo a Fig. 2, o gradiente de perda de carga por fricção gerada na linha do choke numa vazão de circulação de 150 gpm e considerando-se uma temperatura média do fluido de 6,5º C seria de 0,21 psi/m. Numa lâmina de água de 2000 m, ter-se-ia uma perda de carga na linha do

Figura 2. Perda de Carga por Fricção na Linha do Choke em Unidades Flutuantes [3].

A maneira recomendada para compensar esses valores excessivos de perdas de carga na linha do choke pode ser entendida utilizando-se o gráfico mostrado na Fig. 3. Ele apresenta o comportamento das pressões desenvolvidas no sistema durante a circulação para remoção de um kick de gás para fora do poço (1ª circulação do Método do Sondador), mantendo-se a pressão no fundo do poço constante. No gráfico, a

valor seja aplicado no interior do poço

pressão que é medida no manômetro da linha do choke, sofre uma queda do valor registrado no fechamento (SICP) de magnitude igual ao das perdas de carga por fricção na linha do choke nos instantes iniciais em que a bomba é acelerada até atingir a velocidade reduzida de circulação (Evento A). Esta queda de pressão é mantida durante toda a circulação do kick para fora do poço evitando assim que esse

Figura 3. Comportamentos das Pressões no Interior de um Poço em Águas Profundas Durante a Primeira Circulação de um Kick de Gás Utilizando o Método do Sondador [1].

3. Variações Bruscas na Posição do Choke

Durante a Circulação do Kick Conforme pode ser visto na Fig. 3, a pressão registrada no manômetro da linha do choke aumenta bruscamente quando o gás começa a entrar na linha do choke (Evento F no gráfico). Este comportamento resulta da alta e rápida perda de pressão hidrostática que ocorre quando o gás entra na linha do choke devido à diferença entre as áreas transversais do espaço anular e da linha do choke. Para manter a pressão no fundo do poço constante, o operador do choke deve fechá-lo rapidamente para não provocar um influxo adicional neste instante. Ao término da produção do gás do poço (Evento H), o fluido de perfuração desloca o gás remanescente no interior da linha do choke, aumentando rapidamente a pressão hidrostática no interior do poço demandando do operador uma abertura rápida do choke para evitar uma possível fratura de formação. Esta peculiaridade do controle de poço em águas ultraprofundas exige da equipe da sonda habilidades e conhecimentos adicionais que são desenvolvidos principalmente durante o treinamento em simuladores de kicks nos cursos de certificação em controle de poço.

4. Possibilidade de Formação de Hidratos no

BOP A baixa temperatura e a alta pressão hidrostática

Tempo de Circulação

P r e s s õ e s

Queda de Pressão Igual à Perda de Carga na Linha do Choke

ENAHPE 2006 – Encontro Nacional de Hidráulica de Perfuração e Completação de Poços de Petróleo e Gás Pedra Azul, Domingos Martins – ES, 29 a 31 de agosto de 2006 gerada pela água do mar na cabeça de poço submarina promovem as condições necessárias à formação de hidratos quando gás natural e água estão presentes nesse local do poço. Hidratos são misturas sólidas de gás natural e água, com aparência de gelo sujo, que podem causar os seguintes problemas: (a) entupimento das linhas do choke e de matar; (b) obstrução do espaço anular abaixo do BOP; (c) prisão da coluna devido à formação de hidratos no riser, em frente ao BOP ou no revestimento; (d) dificuldade na abertura e do fechamento das gavetas do BOP. Como 1 pé 3 de hidrato gera 170 pé 3 de gás em condições normais de temperatura e pressão, vale frisar que a dissolução do hidrato pode liberar uma grande quantidade de gás, que confinado pode gerar uma alta pressão.

de um kick de gás [4]

A prevenção da formação de hidratos nas operações de perfuração em águas profundas é normalmente obtida com a utilização de inibidores. O sal é um inibidor de hidrato e a utilização de fluidos de perfuração com alta salinidade à base de polímeros constitui-se num método de prevenção quando este tipo de sistema é utilizado. A salinidade da fase aquosa dos fluidos à base de óleo sintético, promove também a inibição à formação de hidratos nesse tipo de fluido de perfuração. Se o poço vai permanecer fechado por um período longo, é recomendado o deslocamento de um tampão de glicol ou glicerol para a região próxima à cabeça do poço, pois esses produtos são inibidores eficientes. A PETROBRAS desenvolveu um procedimento operacional para a injeção de inibidor de hidratos (MEG – Mono Etileno Glicol) através da linha de matar durante a circulação

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