Universidade Federal de Campina Grande Centro de Ciências e Tecnologia Programa de Pós-Graduação em Ciência e Engenharia de Materiais

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1 Universidade Federal de Campina Grande Centro de Ciências e Tecnologia Programa de Pós-Graduação em Ciência e Engenharia de Materiais Disciplina: Engenharia de Poço Professora: Luciana Amorim Aluna: Iliana de Oliveira Guimarães COMPLETAÇÃO: PRINCIPAIS COMPONENTES DA COLUNA DE PRODUÇÃO CAMPINA GRANDE Novembro/2010 1

2 ÍNDICE 1. OBJETIVO INTRODUÇÃO PRINCIPAIS COMPONENTES DA COLUNA DE PRODUÇÃO Tubos de Produção Shear-Out Hydro-Trip Nipples de Assentamento Camisa Deslizante (Sliding Sleeve) Check Valve Packer de Produção Unidade Selante Junta Telescópica (TSR) Mandril de Gas-Lift (MGL) e Válvula de Gas-Lift (VGL) Válvula de Segurança de Subsuperfície (DHSV) CONCLUSÕES BIBLIOGRAFIA

3 1. OBJETIVO Este trabalho tem como objetivo apresentar os principais componentes de uma coluna de produção, suas características, tipos e funções. 2. INTRODUÇÃO Ao terminar a perfuração de um poço, é necessário deixá-lo em condições de operar, de forma segura e econômica, durante toda a sua vida produtiva. A completação é o conjunto de operações destinadas a equipar o poço para produzir óleo ou gás, ou injetar fluidos nos reservatórios. Dentre as etapas de uma completação está a instalação da coluna de produção, que é constituída basicamente por tubos metálicos, onde são conectados os demais componentes. Uma composição ótima de coluna deve levar em conta os aspectos de segurança, técnico/operacional e econômico. 3. PRINCIPAIS COMPONENTES DA COLUNA DE PRODUÇÃO 3.1. TUBOS DE PRODUÇÃO Os tubos de produção são os componentes básicos da coluna e representam o maior custo dentre os equipamentos de subsuperfície. A seleção da tubulação a ser empregada em um determinado poço leva em conta 4 fatores: O diâmetro interno do revestimento de produção; A máxima vazão de produção esperada para determinar o diâmetro nominal da coluna; O tipo de fluido a ser produzido para definir o tipo de aço dos tubos e conexões; Os esforços mecânicos a serem suportados pela coluna para determinar a espessura de parede requerida e seu peso por metro. Devido ao uso prolongado da coluna de produção, a estanqueidade da mesma é muito importante, e por isso, normalmente são utilizadas conexões com roscas finas, que promovem uma vedação metal-metal. Estas roscas possuem o passo pequeno (distância entre os filetes), assim, proporcionam uma melhor vedação. A Figura 1 ilustra as conexões para tubos de produção mais usuais e a Tabela 1 apresenta algumas características dos tubos de produção mais comuns. Na Petrobras, existe uma padronização nacional para tipos de conexões, grau do aço e peso dos tubos de produção, facilitando o intercâmbio entre as regiões e permitindo menos itens de estoque e, consequentemente, menores 3

4 custos operacionais. Algumas das conexões padronizadas para colunas de produção são: EU (external upset); NU (non-upset); TDS (tubing double seal). Figura 1: Ilustração de conexões para tubos de produção mais usuais. Tabela 1: Principais características dos tubos de produção mais comuns. 2.7/8 EU 3.1/2 EU 4.1/2 EU Grau do Aço N-80 N-80 N-80 Peso (lb/pé) 6,5 9,3 12,75 Diâmetro interno (pol) 2,441 2,992 3,958 Diâmetro externo (pol) 3,668 4,500 5,563 Resistência ao colapso (psi) Pressão interna (psi) Resistência à tração (psi) Torque (lbf.pé)

5 3.2. SHEAR-OUT É um equipamento instalado na extremidade inferior da cauda de produção, que permite o tamponamento temporário da mesma. Também conhecido por sub de pressurização (Figura 2 e Figura 3). Figura 2: Shear-out dupla em corte. Figura 3: Ilustração de shear-out tripla. Possui três sedes, sendo a inferior tamponada. Atualmente tem sido descida sem a sede inferior tamponada, apenas com duas sedes. Antes da descida, é dimensionada a pressão de rompimento da sede e, de acordo com o cálculo, são colocados tantos parafusos de cisalhamento quanto necessário. Ao se pressurizar a coluna, a força atuante na sede faz com que os parafusos cisalhem, caindo a sede no fundo do poço e liberando a passagem pela coluna. Se houver necessidade de tamponar novamente a shear-out, esferas compatíveis com cada uma das sedes são lançadas no poço (Figura 4), promovendo a vedação da coluna de cima para baixo. Para abrir ao fluxo novamente, basta pressurizar a coluna. 5

6 Figura 4: Sedes e esfera da shear-out HYDRO-TRIP Assim como a shear-out, serve para o tamponamento temporário da coluna, podendo ser instalada em qualquer ponto desta. A sede não cai para o fundo do poço, pois tem uma reentrância apropriada para isto, e apresenta a desvantagem de não permitir a passagem plena pelo interior da coluna, após o rompimento da sede (Figura 5). O dimensionamento dos parafusos de cisalhamento e a operação são semelhantes à da shear-out. Figura 5: Ilustração de Hydro-trip dupla. 6

7 3.4. NIPPLES DE ASSENTAMENTO Os nipples (ou perfis) de assentamento são subs que possuem uma área polida para vedação e uma sede para travamento. Servem para alojar tampões mecânicos, válvulas de retenção (Figura 6a e b) e registradores de pressão. Normalmente são instalados na cauda da coluna de produção, abaixo de todas as outras ferramentas (Figura 7), mas podem também ser instalados, tantos quantos necessários, em qualquer ponto da coluna. (a) (b) Figura 6: (a) Válvula de retenção; e (b) Válvula de retenção assentada. Figura 7: Ilustração de coluna de produção convencional equipada com gas-lift. 7

8 Há dois tipos principais de nipples de assentamento: nipple R (nãoseletivo) e nipple F (seletivo) (Figura 8). Nipple R (não-seletivo) O nipple não-seletivo possui um batente (no go) na parte inferior, com diâmetro interno menor que o diâmetro interno da área polida. Normalmente, é utilizado em dois casos: quando a coluna requer um único nipple ou como o último (mais profundo) de uma série de nipples do mesmo tamanho. Nipple F (seletivo) O nipple seletivo não possui batente, isto é, a própria área selante serve de batente localizador. Podem ser instalados vários nipples seletivos de mesmo tamanho numa mesma coluna e, nesse caso, o assentamento é feito pela ferramenta de descida ou pelo tipo de trava do equipamento a ser instalado. Figura 8: Ilustração de Nipples para assentamento de tampões mecânicos CAMISA DESLIZANTE (SLIDING SLEEVE) A camisa deslizante possui uma camisa interna que pode ser aberta ou fechada, quando necessário, para promover a comunicação anular-coluna ou coluna-anular (Figura 9). A área de fluxo da mesma normalmente é equivalente à seção da coluna de produção. 8

9 Figura 9: Ilustração de Camisa deslizante (sliding sleeve). Os diferentes tipos de camisas deslizantes existentes no mercado são bem semelhantes quanto à sua concepção, variando apenas os tipos de elementos de vedação, o sentido de abertura e fechamento e a existência ou não de um perfil para assentamento de tampões mecânicos. Seu uso está restrito, atualmente, para completação seletiva, onde permite a produção da zona superior. Alguns poços antigos ainda possuem esta válvula na composição da cauda, porém, este uso foi abolido nas novas colunas devido pouca confiabilidade na vedação dos o-rings da camisa. Os principais fornecedores estão tentando resolver este problema CHECK VALVE É uma válvula que serve para impedir o fluxo no sentido descendente (Figura 10). É composta de uma sede, com uma válvula de retenção que se abre quando pressurizada de baixo para cima e veda quando pressurizada de cima para baixo. 9

10 Figura 10: Ilustração de Check valve PACKER DE PRODUÇÃO O packer tem a função básica de promover a vedação do espaço anular entre o revestimento e a coluna de produção, numa determinada profundidade, com os seguintes objetivos: Proteger o revestimento (acima dele) contra pressões da formação e fluidos corrosivos; Possibilitar a injeção controlada de gás, pelo anular, nos casos de elevação artificial por gas-lift; Permitir a produção seletiva de várias zonas por uma única coluna de produção (com mais de um packer). Os packers são compostos por borrachas de vedação, cunhas, pinos de cisalhamento para assentamento e pinos (ou anel) de cisalhamento para desassentamento. Os packers podem ser de dois tipos: recuperável ou permanente. Recuperável O packer recuperável (Figura 11) pode ser assentado e recuperado muitas vezes. É descido na própria coluna de produção. O assentamento pode ser mecânico, hidrostático ou hidráulico, dependendo do modelo de packer utilizado. Os modelos de assentamento mecânico são assentados por rotação da coluna, seguida de aplicação de peso ou tração, dependendo do mecanismo de assentamento (compressão ou tração). Os packers hidrostáticos são assentados 10

11 por pressurização da coluna e o desassentamento é realizado tracionando-se a coluna. Figura 11: Ilustração de packer de produção recuperável. Permanente O packer permanente (Figura 12), após o assentamento, não pode mais ser recuperado. Pode apenas ser cortado e deslocado para o fundo do poço. Geralmente é descido a cabo, conectado a uma ferramenta de assentamento. Após ser posicionado na profundidade desejada, aciona-se eletricamente a ferramenta de assentamento e ocorre a detonação de um explosivo que cria um movimento da camisa superior para baixo, comprimindo todo o conjunto até a camisa retentora. Este movimento expande o elemento de vedação (Figura 13) e as cunhas contra o revestimento. 11

12 Figura 12: Ilustração de packer permanente. Figura 13: Elementos de vedação, borrachas do packer. Em poços que fazem uso de gas lift, o packer permite que o gás bombeado pelo anular passe de forma controlada para dentro da coluna. E, se estiver associado a uma junta telescópica e a uma calda de produção, permite que em intervenções de workover ou limpeza, a coluna seja retirada só da camisa da junta telescópica para cima, o que traz muitas vantagens. 12

13 3.8. UNIDADE SELANTE É o equipamento descido na extremidade da coluna, que pode ser apoiado ou travado no packer permanente, promovendo a vedação da coluna com o packer. Divide-se em três tipos principais: âncora, trava e batente (Figura 14). Figura 14: Ilustração com os tipos principais de unidades selantes. Âncora: Uma vez conectada, só permite a liberação com rotação à direita, possuindo dispositivo anti-rotacional. Os dentes da garra têm perfil horizontal na parte superior, o que garante a impossibilidade de liberação por tração. Trava: Uma vez conectada, só permite a liberação com tração, pois não tem um dispositivo anti-rotacional que permita seu giro para liberação. Batente: Este tipo de unidade selante não trava, pois não possui rosca. Para retirá-la basta tracionar a coluna JUNTA TELESCÓPICA (TSR) O TSR (tubing seal receptacle), ou junta telescópica (Figura 15 e Figura 16), é usado para absorver a expansão ou contração da coluna de produção, causada 13

14 pelas variações de temperatura sofridas quando da produção (ou injeção) de fluidos. Permite também a retirada da coluna sem haver necessidade de retirar o packer e a cauda. Figura 15: Ilustração de Junta telescópica (TSR). Figura 16: Junta telescópica (TSR). Este componente é composto basicamente de duas partes independentes: a camisa externa e o mandril. A camisa é composta de dois conjuntos de barreiras de detritos, quatro conjuntos de unidades selantes e a sapata guia (Figura 15 e Figura 17). O mandril possui um perfil F no topo, seguido de mandril polido e duas sedes para parafusos de cisalhamento (Figura 15 e Figura 18). 14

15 A vedação entre os dois conjuntos (camisa externa e mandril) é feita pelo conjunto de unidades selantes sobre o mandril polido. O travamento entre os dois conjuntos, para descida ou retirada, é feito através da sapata guia que se encaixa no mandril e por parafusos de cisalhamento, que tanto podem ser instalados para ruptura por tração ou compressão. Figura 17: Sapatas guia. Figura 18: Ranhuras do mandril. 15

16 A sapata guia tem também uma extremidade para facilitar o reencamisamento da camisa no mandril. O perfil F no topo do mandril tem a finalidade de possibilitar o isolamento da coluna através do tampão mecânico e também possibilitar a limpeza dos detritos, por circulação, que porventura se acumulem acima do tampão antes de sua pescaria MANDRIL DE GAS-LIFT (MGL) E VÁLVULA DE GAS-LIFT (VGL) O mandril de gas-lift (Figura 19) é um componente da coluna de produção que serve para alojar as válvulas de gas-lift, que permitem a circulação de gás do espaço anular para a coluna de produção. Estas válvulas podem ser assentadas e retiradas através de operações a cabo e destinam-se à elevação artificial por gas-lift. Figura 19: Mandris de gas-lift. Os mandris são excêntricos, isto é, as bolsas de assentamento das válvulas são localizadas na lateral do mandril (Figura 20), só sendo acessíveis com a utilização de ferramentas especiais (desviadores) através de operações com cabo. Assim, os mandris mantêm um diâmetro interno igual ao dos tubos de produção. 16

17 Figura 20: Instalando uma VGL na bolsa de um MGL. Os principais tipos de válvulas de gas-lift são: VGL de orifício, VGL de pressão e VGL cega. VGL de orifício: Serve para injeção de gás em coluna de elevação artificial por gas-lift. Está sempre aberta no sentido anular-coluna, e não permite passagem no sentido coluna-anular (Figura 21a). VGL de pressão: Também chamada de VGL calibrada, serve para ajudar a aliviar o peso da coluna hidrostática durante a indução de surgência. Na coluna de produção, trabalhando como válvula de alívio (normalmente se utiliza mais de uma VGL calibrada), fica posicionada acima da válvula operadora (de orifício), e é calibrada para fechar a determinada pressão no anular, quando então não mais permite o fluxo de gás através de si (Figura 21b). VGL cega: Serve para reservar uma posição estratégica na coluna para comunicação coluna-anular. Não é possível a circulação através desta válvula, tendo a mesma de ser retirada da bolsa do mandril para permitir a circulação. 17

18 (a) (b) Figura 21: (a) VGL de orifício; (b) VGL de pressão VÁLVULA DE SEGURANÇA DE SUBSUPERFÍCIE (DHSV) A válvula de segurança de subsuperfície, DHSV (Down Hole Safety Valve), é um componente da coluna de produção que fica posicionado normalmente a cerca de 30 metros abaixo do fundo do mar e tem a função de fechar o poço em casos de emergência. Como fica instalada dentro do poço, não pode ser danificada por fogo ou colisão, o que garante a sua operacionalidade nas situações de emergência, quando efetivamente é necessária. A DHSV contém uma mola que tende a fechá-la, sendo mantida na posição aberta através de uma linha de controle conectada à superfície, permanentemente pressurizada. Havendo despressurização dessa linha a válvula se fecha. São várias as formas de se classificar uma DHSV: Quanto à forma de instalação: tubing mounted ou insertáveis; Quanto ao mecanismo de acionamento: válvula controlável da superfície ou válvula de velocidade de fluxo (storm choke); Quanto à equalização: auto-equalizável ou não auto-equalizável. 18

19 Enroscadas na coluna ou insertáveis - As enroscadas na coluna, ou tubing mounted (TM) (Figura 22), são conectadas diretamente na coluna de produção, são mais confiáveis, apresentam menor restrição ao fluxo e são mais caras que as insertáveis. A principal desvantagem reside no caso de mau funcionamento, ou problema que necessite removê-la, neste caso, tem-se que retirar a árvore de natal e coluna de produção. - As insertáveis com unidade de arame, ou wireline retriaveable (WL) (Figura 23), permitem substituição sem a necessidade da retirada da coluna. Figura 22: Ilustração de DHSV tubing mounted. Figura 23: Ilustrações de DHSVs insertáveis. 19

20 Controlável ou não controlável da superfície - As controláveis da superfície são normalmente fechadas (fail safe close), independem das características de fluxo do poço, podem ser enroscadas na coluna (Figura 22) ou insertáveis (Figura 23) e abrem aplicando-se pressão através de linha hidráulica. Para fechá-la, drena-se a pressão na linha hidráulica que a liga ao painel de controle na superfície. - A não controlável da superfície, também chamada de válvula de velocidade de fluxo ou storm choke (Figura 24), é normalmente aberta. É afetada pela variação de fluxo do poço. Um fluxo superior ao utilizado na sua calibração atua na válvula provocando o seu fechamento. Sua principal vantagem é a não utilização de linha de controle, mas o ajuste de calibração, face às características do fluxo, constitui sua desvantagem. Figura 24: Ilustração de Storm choke. Auto-equalizável ou não auto-equalizável - A auto-equalizável (Figura 25) não necessita de fonte externa de pressão para equalizar as pressões acima e abaixo do dispositivo de vedação (flapper ou esfera) para abertura da válvula, já que possui um mecanismo de autoequalização. Alguns tipos de mecanismo permitem a possibilidade de vazamento interno na válvula. - Na não auto-equalizável, o dispositivo de vedação (flapper ou esfera) só deverá ser acionado para abertura após equalizar as pressões acima e abaixo da válvula. 20

21 Figura 25: Ilustração do mecanismo de auto-equalização. DHSV para águas profundas Os desafios oriundos da produção de campos de petróleo em águas profundas (>700 metros) fez surgir novos equipamentos para atender as condições existentes, entre eles a DHSV com câmara de nitrogênio (N2) (Figura 26). Figura 26: Ilustrações de DHSVs com câmara de nitrogênio (N2). 21

22 As principais características das DHSVs N2 são a existência de câmara de N2, ser insensitiva a pressão do poço, ter duas linhas de controle independentes e um mecanismo para mau funcionamento da válvula (fail safe), que garanta o seu fechamento. 4. CONCLUSÕES A completação é uma etapa imprescindível para o início da produção de um poço para obtenção de petróleo e/ou gás. Esta etapa tem um custo elevado, deve ser bem planejada e adequadamente executada, para que se tenha uma produção técnica e economicamente viável. Ela deve ser realizada utilizando-se os componentes de coluna de produção apropriados, a fim de se evitar, ou pelo menos minimizar, intervenções no poço quando o mesmo estiver em produção. 5. BIBLIOGRAFIA Garcia, J. E. L. A Completação de Poços no Mar. CEN-NOR Centro de Desenvolvimento de Recursos Humanos Norte-Nordeste. Apostila PETROBRAS, Thomas, J. E.; Triggia, A. A.; et. al. Fundamentos de Engenharia de Petróleo. Rio de Janeiro: Editora Interciência, PETROBRAS, 2ª edição, Cabral, R. Produção de Gás Natural. Notas de aula, UFCG,