INTRODUÇÃO À INDÚSTRIA DO PETRÓLEO

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1 INTRODUÇÃO À INDÚSTRIA DO PETRÓLEO 1-1 -

2 INTRODUÇÃO À INDÚSTRIA DO PETRÓLEO 2

3 PETROBRAS Petróleo Brasileiro S.A. Todos os direitos reservados e protegidos pela Lei 9.610, de É proibida a reprodução total ou parcial, por quaisquer meios, bem como a produção de apostilas, sem autorização prévia, por escrito, da Petróleo Brasileiro S.A. PETROBRAS. Direitos exclusivos da PETROBRAS Petróleo Brasileiro S.A. ALMEIDA, Jorge Introdução à Indústria do Petróleo / FURG CTI. Rio Grande, p.:il. PETROBRAS Petróleo Brasileiro S.A. Av. Almirante Barroso, 81 17º andar Centro CEP: Rio de Janeiro RJ Brasil 3

4 INDICE UNIDADE I...10 Petróleo Origem do petróleo Constituintes do petróleo Classificação do petróleo...15 UNIDADE II...17 Produção de petróleo Prospecção do petróleo Perfuração de poços Equipamentos da sonda de perfuração Sistema de sustentação de cargas Sistema de geração de energia Sistema de movimentação de cargas Sistema de rotação Sistema de circulação Sistema de segurança do poço Sistema de monitoração Colunas de perfuração Fluidos de perfuração Operações normais de perfuração Operações especiais de perfuração Completação Equipamento de cabeça de poço Etapas de uma completação Instalação dos equipamentos de superfície Condicionamento do poço Avaliação da qualidade da cimentação Canhoneio Instalação da coluna de produção Colocação do poço em produção Principais componentes da coluna de produção Equipamentos de superfície Elevação Elevação natural poços surgentes Gas-lift Bombeio centrífugo submerso Bombeio mecânico com hastes Bombeio por cavidades progressivas Segurança no poço Processamento primário do petróleo...38 UNIDADE III...41 Plataformas marítimas - classificação Plataformas fixas Plataformas auto-eleváveis Plataformas submersíveis Plataformas flutuantes Plataformas semi-submersíveis Navio sondas Plataformas tipo FPSO Plataformas de pernas atirantadas (tension leg) Processamento primário do petróleo

5 UNIDADE IV...49 Refino de petróleo Refinarias Processos de separação Dessalgação Destilação atmosférica Destilação a vácuo Processos de conversão Craqueamento térmico / visco-redução Craqueamento catalítico Processos de tratamento Operações de suporte Tratamento de Efluentes Tratamento de gás e recuperação de enxofre Produção de aditivos Composição Tanques de estocagem Torres de resfriamento...66 UNIDADE V...67 Transferência e estocagem Transporte de petróleo e derivados Transporte por oleodutos Transporte hidroviário Transporte rodoviário Transporte ferroviário Armazenamento de petróleo e derivados Tanques atmosféricos Armazenamento sob pressão Bacias de contenção Classificação na área...74 BIBLIOGRAFIA

6 LISTA DE FIGURAS Figura 1.1 Configuração típica de uma jazida de petróleo...10 Figura 1.2 Esquema de um poço de extração...10 Figura 1.3 (a) Oleoduto, (b) Terminal petrolífero, (c) navio petroleiro...11 Figura 1.4 Esquema da trajetória do petróleo do poço ao produto final...11 Figura 1.5 Armadilhas típicas de um campo de petróleo...13 Figura 2.1 Esquema de uma sonda rotativa...19 Figura 2.2 Estaleiro...20 Figura 2.3 Sistema de movimentação de carga...21 Figura 2.4 Equipamentos de rotação Figura 2.5 Bombas de lama Figura 2.6 Esquema de coluna de perfuração...23 Figura 2.7 Seqüência de perfuração de um poço...26 Figura 2.8 Árvore de natal convencional...27 Figura 2.9 Árvore de natal molhada...27 Figura 2.10 Condicionamento do poço Figura 2.11 Canhoneio...29 Figura 2.12 Coluna convencional de produção equipada com gas-lift...31 Figura 2.13 Elevação natural...33 Figura 2.14 Sistema de gas-lift...34 Figura 2.15 Tipos de instalação de gas-lift...34 Figura 2.16 Poço produtor por bombeio centrifugo submerso...35 Figura 2.17 Sistema de bombeio mecânico...36 Figura 2.18 Sistema de bombeio por cavidades progressivas...37 Figura 2.19 Equipamento de segurança da cabeça de poço...38 Figura 2.20 Incêndio em um poço (guerra no Iraque)...38 Figura 2.21 Fluxograma do processamento primário de petróleo...39 Figura 2.22 Esquema de um separador (a) bifásico e (b) trifásico...40 Figura 3.1 Tipos de plataformas marítimas...41 Figura 3.2 Plataforma fixa...42 Figura 3.3 Plataforma auto-elevável...43 Figura 3.4 Plataforma semi-submersível...44 Figura 3.5 Plataforma semi-submersível...45 Figura 3.6 Navio sonda...45 Figura 3.7 Movimentos de uma sonda...46 Figura 3.8 Plataforma PFSO (P50 Petrobras)...47 Figura 3.9 Plataforma de pernas atirantadas (Tension leg)...47 Figura 4.1 Etapas do processo de refino...51 Figura 4.2 Refinaria de petróleo...51 Figura 4.3 Fluxograma típico do refino de petróleo...52 Figura 4.4 Fluxograma da destilação atmosférica...55 Figura 4.5 Torre de destilação atmosférica...56 Figura 4.6 Processo de destilação atmosférica...57 Figura 4.7 Torre de destilação a vácuo...58 Figura 4.8 Processo de destilação a vácuo...59 Figura 4.9 Processo de visco-redução...61 Figura 4.10 Esquema básico do FCC...62 Figura 4.11 Unidade de craqueamento catalítico...62 Figura 4.12 Diagrama esquemático do Tratamento Bender...63 Figura 4.13 Tratamento DEA para GLP e Gás Combustível...64 Figura 5.1 Oleodutos

7 Figura 5.2 Navio petroleiro Jahre Vicking...70 Figura 5.3 Navio petroleiro Irati...70 Figura 5.4 Distribuição por modal rodoviário...71 Figura 5.5 Vagão ferroviário...72 Figura 5.6 Tanque atmosférico...72 Figura 5.7 Vaso de pressão esférico...73 Figura 5.8 Base de armazenamento

8 LISTA DE TABELAS Tabela Frações típicas do petróleo...14 Tabela Análise elementar do óleo cru típico (% em peso)...15 Tabela Características dos hidrocarbonetos...15 Tabela 4.1 Frações ou cortes iniciais

9 APRESENTAÇÃO Os processos de prospecção, produção e refino de petróleo, bem como o armazenamento e transporte de derivados, de um modo geral, são por deveras variados e complexos, não sendo objeto deste trabalho tratá-los em sua totalidade e profundidade, mas apenas apresentar a finalidade e conceituar alguns dos processos mais importantes, de modo genérico, visando fornecer uma visão geral sobre o processo e os equipamentos envolvidos, de modo a subsidiar as atividades de planejamento de obras na indústria do petróleo. 9

10 UNIDADE I Petróleo O petróleo é um óleo formado pela decomposição de matérias orgânicas e minerais atacados por bactérias. Recoberta por sedimentos, enterrada no fundo dos mares e lagoas dos terrenos sedimentares, esta matéria, após um longo tempo, se transforma em hidrocarbonetos (compostos de hidrogênio e carbono). Quando a geologia do terreno é favorável, o óleo fica preso entre camadas de rochas impermeáveis, e assim se formam as jazidas de petróleo e gás natural. Nas jazidas a camada de petróleo é coberta por uma camada de gás e flutua sobre outra de água salgada, como ilustra a Figura 1.1. Figura 1.1 Configuração típica de uma jazida de petróleo A extração se realiza por meio da perfuração de poços, de onde o petróleo jorra por força da pressão dos gases, ou, em certos casos, quando essa pressão não é suficiente, o petróleo tem que ser bombeado. Uma ilustração da extração do petróleo e apresentada na Figura 1.2. Figura 1.2 Esquema de um poço de extração 10

11 Uma vez extraído o petróleo cru é transportado para a refinaria, onde sofre transformações que resultam nos seus subprodutos. Para o transporte terrestre são utilizados oleodutos (pipe-lines), que desembocam em um porto especialmente preparado para o transporte e o comércio do petróleo (terminal petrolífero), onde ele é embarcado em um navio-cisterna: o petroleiro ou navio tanque. A Figura 1.3 ilustra estes elementos do transporte de petróleo. Figura 1.3 (a) Oleoduto, (b) Terminal petrolífero, (c) navio petroleiro O petróleo cru é tratado nas refinarias, onde é separado em diversos e variados produtos de uso corrente, tais como gás liquefeito, gasolina, óleo diesel, querosene, asfalto e na indústria petroquímica são produzidos tecidos sintéticos, colas, solventes, fitas adesivas, materiais plásticos, produtos de vitrificação, tintas, inseticidas, etc. A Figura 1.4 ilustra a trajetória do petróleo desde o poço até o produto final. Figura 1.4 Esquema da trajetória do petróleo do poço ao produto final 11

12 A partir de 1976, premido pelos altos preços do petróleo importado, o Brasil, por intermédio da PETROBRAS, decidiu celebrar contratos com empresas estrangeiras, visando impulsionar o seu programa energético, cujo objetivo final era a conquista da auto-suficiência neste campo, recentemente alcançada em Origem do petróleo O petróleo tem origem a partir da decomposição da matéria orgânica resultante de restos de animais e plantas juntamente com rochas sedimentares, que após longo tempo sofrendo ações bacterianas e químicas, ativadas pelo aumento de temperatura e pressão, acabam por se transformar em hidrocarbonetos. A maioria dos compostos identificados no petróleo são de origem orgânica, mas até que a matéria chegue ao estado de petróleo são necessárias condições especiais. O ambiente marinho reúne tais condições. No ambiente marinho é a plataforma continental a região que mais produz matéria orgânica. Os mares rasos também podem receber um grande aporte de matéria orgânica. Embora semelhante ao carvão quanto à composição (hidrocarboneto) o petróleo possui certas características especiais: por ser fluido pode migrar para a além de sua fonte geradora e acumular-se em estruturas sedimentares. O Petróleo ocorre normalmente em rochas sedimentares depositadas sob condições marinhas. Então, além da matéria orgânica, as rochas sedimentares também têm suma importância na geração do petróleo. Estamos falando de um mineral formado principalmente pelo acúmulo de fragmentos de outros minerais e detritos orgânicos, e que, quando se encontra num ambiente de pouca permeabilidade o que inibe a ação de água circulante e diminui a quantidade de oxigênio existente, cria as condições necessárias para a formação do petróleo. Tal rocha é por isso chamada Rocha Geradora. Após o processo de formação do petróleo, para que o mesmo se acumule, formando posteriormente um reservatório, é necessário que após a geração ocorra a migração do petróleo, e que no percurso desta migração exista alguma armadilha geológica que permita a acumulação do óleo. Esta migração ainda é um assunto que gera certa polemica entre os geólogos; no entanto, o que se percebe é que o petróleo é expulso da rocha onde foi gerado, talvez pelo microfraturamento já observado nas rochas geradoras ou devido às altas pressões de compactação existentes. Deste modo, o petróleo migra da rocha geradora para outra rocha, porosa e permeável, chamada Rocha Reservatório, e continua seu fluxo no interior da mesma, até ser contido por uma armadilha, isto é, uma estrutura geológica compreendida dentro de uma rocha selante (impermeável), que permita que o petróleo ali se confine. Não havendo a presença de uma rocha selante e de uma armadilha (também chamada trapa e), o petróleo não se acumularia, e continuaria seu fluxo rumo a áreas de menor pressão, culminando 12

13 em exsudações ou perda por degradação bacteriana e oxidação. A Figura 1.5 ilustra dois tipos de armadilhas típicas para campos de petróleo. No estado líquido, o petróleo é uma substância oleosa, inflamável, menos densa que a água, com cheiro característico, em uma coloração que pode variar do preto ao castanho-claro. Estas duas últimas características variam em função dos diferentes reservatórios em que os óleos são obtidos. Alguns podem ser escuros, densos e viscosos, com pouco gás, enquanto outros podem apresentar tonalidades mais claras, baixa densidade e viscosidade, com quantidade expressiva de gás. Figura 1.5 Armadilhas típicas de um campo de petróleo Sua composição é, basicamente, uma mistura de compostos químicos orgânicos, os hidrocarbonetos. Quando essa mistura apresentar pequenas moléculas em profusão, o estado físico será gasoso; havendo um maior número de moléculas maiores, o estado físico será líquido, considerando as condições normais de temperatura e pressão. Apesar de a composição do petróleo ser basicamente de hidrocarbonetos, ou seja, hidrogênio e carbono, há outros constituintes em menor percentual, como o nitrogênio, o enxofre, o oxigênio, metais e sais. Tais constituintes são considerados nocivos aos produtos, equipamentos e ao meio ambiente, sendo por isso considerados impurezas, devendo ser removidos em processos de tratamento específicos. 13

14 Constituintes do petróleo Do latim petra (pedra) e oleum (óleo), o petróleo no estado líquido é uma substância oleosa, inflamável, menos densa que a água, com cheiro característico e cor variando entre o negro e o castanho-claro. O petróleo é constituído, basicamente, por uma mistura de compostos químicos orgânicos (hidrocarbonetos). Quando a mistura contém uma maior porcentagem de moléculas pequenas seu estado físico é gasoso e quando a mistura contém moléculas maiores seu estado físico é líquido, nas condições normais de temperatura e pressão. O petróleo contém centenas de compostos químicos, e separá-los em componentes puros ou misturas de composição conhecida é praticamente impossível. O petróleo é normalmente separado em frações de acordo com a faixa de ebulição dos compostos. A Tabela 1.1 mostra as frações típicas que são obtidas do petróleo. Os óleos obtidos de diferentes reservatórios de petróleo possuem características diferentes. Alguns são pretos, densos, viscosos, liberando pouco ou nenhum gás, enquanto que outros são castanhos ou bastante claros, com baixa viscosidade e densidade, liberando quantidade apreciável de gás. Outros reservatórios, ainda, podem produzir somente gás. Entretanto, todos eles produzem análises elementares semelhantes às dadas na Tabela 1.2. Tabela Frações típicas do petróleo Fração Temperatura de Composição Usos ebulição ( C) aproximada Gás residual Gás liquefeito de petróleo - GLP Até 40 C 1 C 2 C 3 C 4 gás combustível. gás combustível engarrafado, uso doméstico e industrial. Gasolina C 5 C 10 combustível de automóveis, solvente. Querosene C 11 C 12 iluminação, combustível de aviões a jato. Gasóleo leve C 13 C 17 Diesel, fornos. Gasóleo pesado C 18 C 25 combustível, matéria-prima p/lubrificantes. Lubrificantes C 26 C 38 óleos lubrificantes. Resíduo Acima de 510 C 38+ asfalto, piche, impermeabilizantes. 14

15 Tabela Análise elementar do óleo cru típico (% em peso) Hidrogênio 11-14% Carbono 83-87% Enxofre 0,06-8% Nitrogênio 0,11-1,7% Oxigênio 0,1-2% Metais até 0,3% A alta porcentagem de carbono e hidrogênio existente no petróleo mostra que os seus principais constituintes são os hidrocarbonetos. Os outros constituintes aparecem sob a forma de compostos orgânicos que contêm outros elementos, sendo os mais comuns o nitrogênio, o enxofre e o oxigênio. Metais também podem ocorrer como sais de ácidos orgânicos. A Tabela 1.3 apresenta as principais características das famílias dos hidrocarbonetos normalmente encontrados no petróleo. Tabela Características dos hidrocarbonetos Parafina normal Parafina ramificada Olefina Naftênico Aromático Densidade baixa baixa baixa média alta Gasolina ruim boa boa média muito boa Diesel bom médio médio médio ruim Lubrificantes ótimo bom médio médio ruim Resistência à oxidação boa boa má boa má Classificação do petróleo A classificação do petróleo, de acordo com seus constituintes, interessa desde os geoquímicos até os refinadores. Os primeiros visam caracterizar o óleo para relacioná-lo à rochamãe e medir o seu grau de degradação. Os refinadores querem saber a quantidade das diversas frações que podem ser obtidas, assim como sua composição e propriedades físicas. Assim, os óleos parafínicos são excelentes para a produção de querosene de aviação (QAV), diesel, lubrificantes e parafinas. Os óleos naftênicos produzem frações significativas de gasolina, nafta petroquímica, QAV e lubrificantes, enquanto que os óleos aromáticos são mais indicados para a produção de gasolina, solventes e asfalto. Classe parafínica (75% ou mais de parafinas) Nesta classe estão os óleos leves, fluidos ou de alto ponto de fluidez, com densidade inferior a 0,85, teor de resinas e asfaltenos menor que 10% e viscosidade baixa, exceto nos casos de elevado teor de n-parafinas com alto peso molecular (alto 15

16 ponto de fluidez). Os aromáticos presentes são de anéis simples ou duplos e o teor de enxofre é baixo. A maior parte dos petróleos produzidos no Nordeste brasileiro é classificada como parafínica. Classe parafínico-naftênica (50 70% parafinas, >20% de naftênicos) Os óleos desta classe são os que apresentam um teor de resinas e asfaltenos entre 5 e 15 %, baixo teor de enxofre (menos de 1%), teor de naftênicos entre 25 e 40%. A densidade e viscosidade apresentam valores maiores do que os parafínicos, mas ainda são moderados. A maioria dos petróleos produzidos na Bacia de Campos, RJ, é deste tipo. Classe naftênica (>70% de naftênicos) Nesta classe enquadra-se um número muito pequeno de óleos. Apresentam baixo teor de enxofre e se originam da alteração bioquímica de óleos parafínicos e parafínico-naftênicos. Alguns óleos da América do Sul, da Rússia e do Mar do Norte pertencem a esta classe. Classe aromática intermediária (>50% de hidrocarbonetos a aromáticos) Compreende óleos frequentemente pesados, contendo de 10 a 30% de asfaltenos e resinas e teor de enxofre acima de 1%. O teor de monoaromáticos é baixo e em contrapartida o teor de tiofenos e de dibenzotiofenos é elevado. A densidade usualmente é maior que 0,85. Alguns óleos do Oriente Médio (Arábia Saudita, Catar, Kuwait, Iraque, Síria e Turquia), África Ocidental, Venezuela, Califórnia e Mediterrâneo (Sicília, Espanha e Grécia) são desta classe. Classe aromático-naftênica (>35% de naftênicos) Óleos deste grupo sofreram processo inicial de biodegradação, no qual foram removidas as parafinas. Eles são derivados dos óleos parafínicos e parafínico-naftênicos, podendo conter mais de 25% de resinas e asfaltenos, e teor de enxofre entre 0,4 e 1%. Alguns óleos da África Ocidental são deste tipo. Classe aromático-asfáltica (>35% de asfaltenos e resinas) Estes óleos são oriundos de um processo de biodegradação avançada em que ocorreria a reunião de monocicloalcenos e oxidação. Podem também nela se enquadrar alguns poucos óleos verdadeiramente aromáticos não degradados da Venezuela e África Ocidental. Entretanto, ela compreende principalmente óleos pesados e viscosos, resultantes da alteração dos óleos aromáticos intermediários. Desta forma, o teor de asfaltenos e resinas é elevado, havendo equilíbrio entre ambos. O teor de enxofre varia de 1 a 9% em casos extremos. Nesta classe encontram-se os óleos do Canadá ocidental, Venezuela e sul da França. 16

17 UNIDADE II Produção de petróleo 2.1. Prospecção do petróleo Vimos em linhas gerais como ocorre o processo de formação do petróleo. Para encontrá-lo utilizam-se métodos e técnicas específicos que permitem localizar uma área favorável à sua formação. Estas são as chamadas técnicas de prospecção. Antes da perfuração de um poço, que é a etapa que exige maior a maior parte de investimentos no processo prospectivo, geólogos e geofísicos estudam detalhadamente os dados de diversas camadas do subsolo, visando os parâmetros que indicam a condição de acumulação de petróleo e os locais mais prováveis de sua ocorrência, ou seja, não se trabalha com certeza absoluta, mas com parâmetros bastante confiáveis quanto à existência, que posteriormente terá a relação custo/benefício avaliada para exploração. Todo o programa desenvolvido durante a fase de prospecção fornece uma quantidade muito grande de informações técnicas, com um investimento relativamente pequeno quando comparado ao custo de perfuração de um único poço exploratório Perfuração de poços Registros antigos dão conta de que vários povos conheceram o petróleo através do afloramento natural do hidrocarboneto até a superfície, em virtude de altas temperaturas, pressões e formações geológicas. Hoje, para fazê-lo chegar à superfície é necessário perfurar um poço que atinja o reservatório e o faça se elevar até a superfície. A tecnologia envolvendo a perfuração de poços se desenvolveu bastante nos últimos anos, permitindo o alcance de profundidades antes nunca imaginadas, acima de m de profundidade. A perfuração de poços tanto pode ser em terra (onshore) quanto no mar (offshore). São muitas as formas de classificação dos poços de petróleo. São ditos verticais, direcionais, horizontais e multilaterais, quando a classificação diz respeito à sua trajetória. A escolha do percurso dependerá de critérios técnicos específicos, sendo certo que todo poço apresenta desvios e variações, normalmente relacionados à velocidade da perfuração. Se a perfuração for excessivamente rápida, o poço tende a ficar mais tortuoso, o que dificulta as operações posteriores que serão feitas em seu interior. 17

18 Relativamente à finalidade, um poço pode ser estratigráfico, para obter informações sobre a bacia; pioneiro, para verificar uma estrutura mapeada, de extensão ou delimitação e determinar os limites de um campo; de produção, para produzir os hidrocarbonetos; de injeção, para injetar água ou gás no reservatório, além de outros fins menos comuns, como apagar um incêndio em poço em erupção. Os custos com a perfuração de poços são significativos, sendo bem mais elevados em se tratando de poços offshore. A perfuração de poços tem diversas finalidades e pode ocorrer em várias fases da exploração e produção de petróleo. Os poços estratigráficos são utilizados na fase de produção; na avaliação de descobertas têm vez os poços de extensão e de delimitação; os poços de produção e de injeção podem ser perfurados tanto na fase de desenvolvimento como na de produção de um campo. Mesmo com os recursos tecnológicos oriundos dos métodos sísmicos, somente com a perfuração de um poço é que se comprovará ou não a tese de acumulação proposta nas análises geológicas e geofísicas. Tecnicamente, a perfuração consiste no conjunto de várias operações e atividades necessárias para atravessar as formações geológicas que formam a porção superficial da crosta terrestre, com objetivos predeterminados, até atingir-se o objetivo principal, que é a prospecção de hidrocarbonetos. Nas atividades de perfuração de poços de petróleo utilizam-se sondas de perfuração, que consistem em um conjunto de equipamentos bastante complexos, existindo grande variedade de tipos. Tais sondas podem ser terrestres ou marítimas, conforme o local de operação. Uma característica que chama a atenção nas sondas de perfuração é a presença de uma torre (torre de perfuração ou derrick), cuja finalidade é permitir que os tubos de perfuração sejam manuseados em seções de três tubos, o que confere maior agilidade à operação Equipamentos da sonda de perfuração Todos os equipamentos de uma sonda rotativa responsáveis por determinada função na perfuração de um poço são agrupadas nos chamados sistemas de uma sonda. Os principais sistemas são: Sustentação de cargas. Geração e transmissão de energia. Movimentação de carga. Rotação. Circulação. Segurança do poço. Monitoração. Sistema de superfície (coluna de perfuração). 18

19 Sistema de sustentação de cargas O sistema de sustentação de cargas é constituído do mastro ou torre, da subestrutura e da base ou fundação. Em perfurações marítimas pode não existir fundações, no caso de plataformas flutuantes. A Figura 2.1 mostra um esquema de uma sonda rotativa. Figura 2.1 Esquema de uma sonda rotativa A torre ou mastro é uma estrutura de aço especial, de forma piramidal, de modo a prover um espaçamento vertical livre acima da plataforma de trabalho para permitir a execução das manobras. Uma torre é constituída de um grande número de peças que são montadas uma a uma, enquanto que o mastro é uma estrutura treliçada ou tubular subdividida em três ou quatro seções. Apesar de seu maior custo inicial e menor estabilidade, o mastro tem sido preferido em operações de prospecção pela facilidade economia de tempo nas montagens em perfurações terrestres. A subestrutura é um espaço destinado à instalação dos equipamentos de segurança do poço. Fica localizada abaixo da plataforma de trabalho da sonda, e é construída com vigas de aço especial. O estaleiro é uma estrutura metálica constituída de vigas apoiadas acima do solo por pilaretes. Fica posicionado em frente a sonda e possibilita manter todas as tubulações (comandos, tubos de perfuração, revestimentos, etc.) dispostas paralelamente a uma passarela para facilitar o manuseio. A Figura 2.2 ilustra o estaleiro. 19

20 Figura 2.2 Estaleiro Sistema de geração de energia A energia necessária para acionamento dos equipamentos de uma sonda de perfuração é normalmente fornecida por motores diesel. Nas sondas marítimas em que exista produção de gás é comum e econômica a utilização de turbinas a gás para geração de energia para toda a plataforma. Quando disponível, a utilização de energia elétrica de redes públicas pode ser vantajosa, principalmente quando o tempo de permanência da sonda em cada locação for elevado Sistema de movimentação de cargas O sistema de movimentação de carga permite movimentar as colunas de perfuração, de revestimento e outros equipamentos. Os principais componentes do sistema são: Guincho. Bloco de coroamento. Catarina. Cabo de perfuração. Gancho. Elevador. A Figura 2.3 ilustra o sistema de movimentação de cargas 20

21 Figura 2.3 Sistema de movimentação de carga Sistema de rotação O sistema de rotação convencional é constituído de equipamentos que promovem ou permitem a livre rotação da coluna de perfuração. Estes equipamentos são: Mesa rotativa. Kelly Cabeça de circulação ou swivel. Estes equipamentos estão ilustrados na Figura 2.4 Figura 2.4 Equipamentos de rotação Sistema de circulação São equipamentos que permitem a circulação e o tratamento do fluido de perfuração. Em uma circulação normal, o fluido de perfuração é bombeado através da coluna de perfuração até a broca, retornando pelo espaço anular até a superfície, trazendo consigo os cascalhos cortados pela broca. Na superfície o fluido permanece dentro de tanques, após receber tratamento adequado. Na Figura 2.5 são mostradas as bombas de lama. 21

22 Figura 2.5 Bombas de lama Sistema de segurança do poço O sistema de segurança é constituído dos Equipamentos de Segurança de Cabeça de Poço (ESCP) e de equipamentos complementares que possibilitam o fechamento e controle do poço. O mais importante deles é o Blowout Preventer (BOP), que é um conjunto de válvulas que permite fechar o poço. Os preventores são acionados sempre que houver ocorrência de um kick, fluxo indesejável do fluido contido numa formação para dentro do poço. Se este fluxo não for controlado eficientemente poderá se transformar num blowout, ou seja, poço fluindo totalmente sem controle, e criar sérias conseqüências, tais como dano aos equipamentos da sonda, acidentes pessoais, perda parcial ou total do reservatório, poluição e dano ao meio ambiente, etc. Os principais elementos do sistema de segurança são: Cabeça de poço Preventores Sistema de monitoração São os equipamentos necessários ao controle da perfuração: manômetros, indicadores de peso sobre a broca, indicador de torque, tacômetro, etc. Eles podem ser classificados em indicadores, que apenas indicam o valor do parâmetro em consideração, e registradores, que traçam curvas dos valores medidos. 22

23 Colunas de perfuração Para realizar a perfuração se utiliza um conjunto-ferramenta que constitui a coluna de perfuração. Estando a broca instalada na extremidade inferior da coluna, na perfuração é preciso dispor a ferramenta com energia de rotação e peso suficientes para cortar as formações rochosas. Desta forma, a coluna é composta, entre outros acessórios, dos seguintes elementos: Tubos de comando, também conhecidos em inglês por drill collars, que exercem peso sobre a broca e dão rigidez à coluna. Tubos pesados, de material duro e resistente à fadiga, que transmitem parte da rigidez dos comandos para os tubos de perfuração. Tubos de perfuração (drill pipes). A Figura 2.6 mostra um esquema de coluna de perfuração. Figura 2.6 Esquema de coluna de perfuração Outros acessórios e ferramentas também fazem parte do aparato, permitindo arranjos conforme critérios técnicos específicos, além, é claro, do aparelhamento de suporte, como motores, bombas, mesa rotativa etc. Relativamente às brocas empregadas, existem diversos tipos, variando em termos de aplicação, diâmetro e material, como as de aço-liga e as de diamantes naturais ou artificiais. Normalmente são classificadas em brocas sem partes móveis (não possuem rolamentos e partes móveis) e brocas com partes móveis, que possuem de um a quatro cones formando a estrutura cortante e os rolamentos, desta forma apresentando maior eficiência com relação às primeiras. 23

24 Fluidos de perfuração Na fase de perfuração de um poço de petróleo, empregam-se fluidos de perfuração também conhecido por lamas de perfuração. São misturas complexas de produtos químicos, líquidos, sólidos e às vezes até gases, cujo objetivo principal é lubrificar a broca e garantir uma perfuração ágil e segura. A lama é injetada por dentro da coluna de perfuração retornando pelo espaço anular existente entre a coluna de perfuração e as paredes do poço ou do revestimento. Basicamente, são estas funções que o fluido deve ter: Limpar o fundo do poço, removendo e transportando à superfície os cascalhos cortados pela broca. Lubrificar e refrigerar da coluna de perfuração. Exercer uma pressão hidrostática de controle à pressão dos fluidos das formações atravessadas, estabilizando as paredes do poço. A escolha do tipo de fluido deve ser criteriosa, pois um fluido de má qualidade ocasionará problemas na perfuração, o que significa aumento nos custos. Características como estabilidade química, fluidez e custo/benefício compatível com a fase operacional também devem ser observadas Operações normais de perfuração As operações normais que envolvem a atividade de perfuração são ditas de rotina. A conexão dos tubos de perfuração é um exemplo bem típico de tais operações. Cumpre à equipe da sonda executá-las, acrescentando seções de três tubos à coluna de perfuração, deste modo penetrando aos poucos as formações. Ao se perceber o término da vida útil da broca, necessária se faz sua substituição, operação conhecida como manobra da coluna. Tal operação consiste em se retirar toda a coluna do poço, a fim de que uma broca nova seja instalada. Tanto na descida quanto na retirada da coluna, as seções de tubos, formadas por três unidades, são devidamente posicionadas na torre, na posição vertical, de modo a permitir maior agilidade e racionalidade no manuseio das ferramentas Operações especiais de perfuração São operações diferenciadas, indispensáveis em casos específicos. Apresentam-se a seguir alguns exemplos: Perfilagem: Uma vez perfurado o poço, são descidos em seu interior alguns equipamentos especiais cuja finalidade é mensurar algumas propriedades das formações que farão parte da caracterização e avaliação econômica do mesmo. 24

25 A operação consiste no levantamento de características e propriedades das rochas perfuradas, que são registradas, graficamente, em função da profundidade, mediante o deslocamento de um sensor dentro do poço. As principais características registradas são: resistividade elétrica, radioatividade, potencial eletroquímico, velocidade sísmica etc. Da análise dos perfis, pode se identificar, por exemplo, as formações rochosas atravessadas, calcular suas espessuras e porosidades, e identificar os tipos de fluidos presentes nos poros das rochas. Revestimento de Poço: A principal necessidade de se revestir um poço total ou parcialmente é devida à proteção de suas paredes. Os riscos de desmoronamento são consideráveis, havendo também diversos outros motivos que prescindem do revestimento. Sendo o poço perfurado em fases, vão sendo revestidos com tubos de aço especial, colocados uns por dentro dos outros, formando as colunas de revestimento. No começo da operação, o tubo inicial tem pequena extensão, e diâmetro maior do que os posteriores, formando um ajuste tipo telescópico para formar a coluna de revestimento. À medida que o diâmetro diminui, o revestimento inicial, antes dito de superfície, passa a ser chamado de intermediário e, depois, de revestimento de produção. Além da proteção das paredes, são estas as principais funções da coluna de revestimento: Não permitir a perda de fluido de perfuração para as formações. Permitir o retorno do fluido de perfuração à superfície, para o devido tratamento. Evitar a contaminação da água de possíveis lençóis freáticos. Dar suporte para os equipamentos de cabeça do poço etc. A Figura 2.7 ilustra a seqüência de perfuração de um poço. Cimentação de Revestimento: Uma vez instalada a coluna de revestimento do poço, o espaço anular entre a coluna e a parede do poço é cimentado (preenchido com uma mistura cimento/água), visando uma melhor fixação da coluna e isolando as zonas porosas e permeáveis atravessadas pelo poço. Esta operação é feita por tubos condutores auxiliares, sendo que no revestimento de superfície toda a extensão é cimentada e, nos demais, normalmente só a parte inferior, ou intervalos predefinidos. Testemunhagem de Poço: A testemunhagem consiste na obtenção de uma amostra da formação rochosa de subsuperfície, o testemunho, cuja finalidade é analisar informações úteis e pertinentes à avaliação do poço, à equipe de engenharia de reservatórios, aos geólogos etc. A operação é realizada com uma broca vazada e dois barriletes, um externo que gira com a coluna, e outro interno, que aloja o testemunho. À medida que a broca avança o cilindro, vai se alojando no interior do barrilete interno durante a perfuração. 25

26 Figura 2.7 Seqüência de perfuração de um poço Completação de Poços de Petróleo: Após a perfuração de um poço vem a fase de completação, que consiste numa série de operações que têm por objetivo permitir a produção econômica e segura de hidrocarbonetos, bem como injetar fluidos no reservatório quando necessário. Entre as operações destacam-se a descida do revestimento de produção, com o posterior "canhoneio" (utilização de uma carga explosiva que rompe o revestimento e coloca o reservatório produtor em comunicação com o poço) e a instalação da cabeça de poço Completação 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. Ao conjunto de operações destinadas a equipar o poço para produzir óleo ou gás (ou ainda injetar fluidos) nos reservatórios) denomina-se completação. 26

27 Equipamento de cabeça de poço Em sua parte superior, o poço recebe um equipamento chamado cabeça de poço, com configurações diferentes, conforme se esteja perfurando ou produzindo através do poço. Tem como função primordial a vedação das colunas de revestimento, bem como servir de ancoragem para as mesmas. Durante a produção, instala-se sobre a cabeça de poço um conjunto de válvulas chamado de árvore de natal, com dispositivos de segurança e controle de produção, além de vários outros itens possíveis. No caso de completação de poços em terra, a árvore de natal fica na superfície. No caso de completação de poço no mar, tais equipamentos são bem mais complexos, podendo estar alocados na superfície (na plataforma) ou na água (submarina); as submarinas podem ser do tipo árvore de natal seca, em cápsula, (protegida da água e da pressão externa) ou molhada (exposta à água). A Figura 2.8 mostra uma árvore de natal convencional (ANC), e a Figura 2.9 apresenta uma árvore de natal molhada (ANM). Figura 2.8 Árvore de natal convencional Figura 2.9 Árvore de natal molhada Etapas de uma completação A completação de um poço envolve um conjunto de operações subseqüentes à perfuração. Uma completação típica de um poço marítimo, com árvore de natal convencional e equipamentos de gas lift, obedece às seguintes fases, em seqüência cronológica. Com pequenas diferenças, estas fases são as mesmas para a completação de um poço terrestre. 27

28 Instalação dos equipamentos de superfície Basicamente são instalados a cabeça de produção e o BOP (ver item ) para permitir o acesso ao interior do poço, com toda a segurança necessária, para a execução das demais fases. No mar, em águas rasas, pode-se trazer a cabeça do poço até a superfície, prolongando-se os revestimentos que se encontram ancorados nos equipamentos instalados no fundo do mar (tieback) Condicionamento do poço Uma vez instalados os equipamentos de superfície, procede-se à fase de condicionamento do revestimento de produção e à substituição do fluido que se encontra no interior do poço por um fluido de completação. Para o condicionamento, é descida uma coluna com broca e raspador, como mostra a Figura 2.10, de modo a deixar o interior do revestimento de produção (e liner, quando presente) gabaritados e em condições de receber os equipamentos necessários. A broca é utilizada para cortar os tampões de cimento e tampões mecânicos porventura existentes no interior do poço, bem como restos da cimentação. Figura 2.10 Condicionamento do poço Avaliação da qualidade da cimentação A cimentação tem a função principal de promover a vedação hidráulica entre os diversos intervalos permeáveis, ou inclusive dentro de um mesmo intervalo, impedindo a migração de fluidos por trás do revestimento, bem como proporcionar suporte mecânico para o revestimento. 28

29 Para avaliar a qualidade da cimentação são utilizados, são utilizados instrumentos de medição baseados em propriedades acústicos, que medem a aderência do cimento ao revestimento e do cimento à formação rochosa Canhoneio A última coluna de revestimento, a de produção, é canhoneada, isto é, perfurada horizontalmente, por certo tipo de cargas explosivas, bem em frente à formação produtora, de modo a permitir que o petróleo possa atravessar a pasta de cimento existente em volta do revestimento, assim como as suas paredes metálicas, e chegar ao interior do poço, para ser produzido. A Figura 2.11, mostra o resultado de disparos para canhoneio da formação produtora. Na prática, vários disparos podem ser necessários e recomendáveis, com o fim de abranger toda a espessura produtora. Figura 2.11 Canhoneio Instalação da coluna de produção Por dentro do revestimento de produção se desce a coluna de produção, um tubo de pequeno diâmetro, da ordem de 3 polegadas, por onde se produz o petróleo. A produção pode ser natural ou artificial, isto é, bombeio ou injeção de gás no poço. A coluna de produção é mostrada na Figura 2.12, e é constituída basicamente por tubos metálicos, onde são conectados os demais componentes. É baixada pelo interior do revestimento de produção e tem as seguintes funções: Conduzir os fluidos produzidos até a superfície, protegendo o revestimento contra fluidos agressivos e pressões elevadas. Permitir a instalação de equipamentos para elevação artificial. Possibilitar a circulação de fluidos para o amortecimento do poço, em intervenções futuras. 29

30 Colocação do poço em produção A surgência dos fluidos na superfície pode ser induzida por válvulas de gas-lift, pelo flexitubo, pela substituição do fluido da coluna por outro mais leve ou por pistoneio, que são formas de aliviar a pressão hidrostática do fluido existente na coluna de produção. Um teste inicial de produção é sempre realizado para medir a vazão de produção e avaliar o desempenho do poço, para que se possam realizar os ajustes necessários Principais componentes da coluna de produção Os principais equipamentos de uma coluna de produção são: Tubos de produção são os componentes básicos da coluna e representam o maior custo dentre os equipamentos de subsuperfície. Shear-out é um equipamento instalado na extremidade inferior da coluna de produção que permite o tamponamento temporário desta. Hidro-trip também serve para tamponamento temporário da coluna. Nipples servem para assentar tampões mecânicos, válvulas de retenção ou registradores de pressão. Camisa deslizante (sliding sleeve) consiste em uma camisa interna que pode ser aberta ou fechada, quando necessário, promovendo a comunicação entre a coluna e o espaço anular. Check valve é uma válvula que serve para impedir o fluxo no sentido descendente. Packer de produção o obturador, ou packer, tem a função básica de promover a vedação do espaço anular entre o revestimento e a coluna de produção. Unidade selante equipamento descido na extremidade da coluna que pode ser apoiado ou travado no packer, promovendo a vedação entre a coluna e o packer. Junta telescópica (TSR) o TSR (tubing seal receptacle), ou junta telescópica, é usado para absorver a expansão ou contração da coluna de produção, causada pelas variações de temperatura sofridas quando da produção (ou injeção) de fluidos. Mandril de gas-lift os mandris de gas-lift são os componentes da coluna de produção que servem para alojar as válvulas que permitiram a circulação do gás do espaço anular para a coluna de produção. Válvulas de segurança de subsuperfície (DHSV) é um componente da coluna de produção que fica posicionado normalmente a cerca de 30m abaixo do fundo do mar e tem a função de fechar o poço em casos de emergência. A DHSV contém uma mola que tende a fechá-la, sendo mantida aberta por meio de uma linha de controle, conectada à superfície, permanentemente pressurizada. Ocorrendo despressurização desta linha a válvula fecha. 30

31 Figura 2.12 Coluna convencional de produção equipada com gas-lift Equipamentos de superfície São os equipamentos responsáveis pela ancoragem da coluna de produção, pela vedação entre a coluna e o revestimento de produção e pelo controle do fluxo de fluidos na superfície. Existe m diversos equipamentos padronizados que integram os vários sistemas de cabeça de poço, para completação de poços terrestres e marítimos. Os principais equipamentos de cabeça de poço são: Cabeça de produção é um carretel com dois flanges e duas saídas laterais. Quando a cabeça de produção é instalada, o flange inferior fica apoiado na cabeça do revestimento de produção e o flange superior recebe a arvore de natal. Nas linhas laterais são conectadas a linha de injeção de gás (poços equipados com gas-lift) e a linha de matar (kill line), para um eventual amortecimento do poço. 31

32 Árvore de natal convencional (ANC) é o equipamento de superfície constituído por um conjunto de válvulas tipo gaveta (com acionamento hidráulico, pneumático ou manual), com a finalidade de controlar a vazão de óleo do poço. Árvore de natal molhada (ANM) é um equipamento instalado no fundo do mar, constituído basicamente por um conjunto de válvulas tipo gaveta, um conjunto de linhas de fluxo e um sistema de controle interligado a um painel localizado na plataforma de produção Elevação A facilidade com que o petróleo alcança a superfície está diretamente relacionada com a pressão existente no reservatório. Quando esta pressão é naturalmente suficiente, os fluidos contidos no reservatório chegam facilmente à superfície, ao que chamamos elevação natural. Os poços que produzem por elevação natural são chamados poços surgentes, sendo certo que tais poços, ao longo de sua vida produtiva, acabam por ter um declínio na pressão preexistente, o que dificulta a produção econômica do reservatório. Quando isto se verifica, seja no início ou ao longo de sua vida produtiva, significa que a pressão do reservatório não é suficiente para o petróleo surgir, sendo necessária a utilização de métodos de elevação artificial para que possa produzir. Tais métodos consistem na utilização de equipamentos que visam aumentar o diferencial de pressão sobre o reservatório, aumentando sua vazão. Os métodos de elevação artificial mais comuns na indústria do petróleo são: Gas-lift contínuo e intermitente (GLC e GLI). Bombeio centrífugo submerso (BCS). Bombeio mecânico com hastes (BM). Bombeio por cavidades progressivas (BCP) Elevação natural poços surgentes Na elevação natural de petróleo, o fluxo de fluidos (óleo, água e gás) desde o reservatório até os equipamentos de produção na superfície (separadores, tratadores e tanques) é devido unicamente à energia do reservatório, que é função da pressão do gás natural no seu interior. Normalmente ocorre no início da vida produtiva das jazidas. Com o passar do tempo e o aumento da produção acumulada, a pressão do reservatório diminui, tornando-se insuficiente para elevar os fluidos até a superfície com uma vazão econômica ou conveniente. A Figura 2.13 ilustra um esquema de elevação natural. 32

33 Figura 2.13 Elevação natural Comparando-se com poços que produzem por elevação artificial, os surgentes produzem com menores problemas operacionais devido a simplicidade dos equipamentos de superfície e subsuperfície, com maiores vazões de líquido e, em conseqüência, com menor custo por unidade de voluma produzido Gas-lift É um método bastante utilizado por ter um custo relativamente baixo, mesmo em se tratando de poços profundos. Consiste na utilização de gás comprimido para elevar os fluidos até a superfície. A energia gerada pelo gás comprimido tem excelente potencial, permitindo boa condução de fluidos, mesmo com alto teor de areia e sedimentos, propiciando vazões até 1500 m 3 /d a grandes profundidades (2.400 metros), o que logicamente vai depender da pressão de injeção. Existem dois tipos de gas-lift, o contínuo e o intermitente. O contínuo é semelhante à elevação natural, baseia-se na injeção continua de gás a alta pressão na coluna de produção com o objetivo de gaseificar o fluido desde o ponto de injeção até a superfície. O gas-lift intermitente baseia-se no deslocamento de golfadas de fluidos para a superfície através da injeção de gás a alta pressão na base das golfadas. A Figura 2.14 ilustra esquematicamente poços equipados com gas lift. O sistema é composto por: Fonte de gás a lata pressão (compressores). Controlador de injeção de gás na superfície (choke ou motor valve). Controlador de injeção de gás de subsuperfície (válvulas de gas-lift). Equipamentos para separação e armazenamento dos fluidos produzidos (separadores, tanques, etc.). 33

34 Figura 2.14 Sistema de gas-lift A Figura 2.15 ilustra esquematicamente os tipos de instalação de gas-lift, que pode ser tipo aberta, semi-fechada ou fechada, cuja escolha depende das características do poço. Figura 2.15 Tipos de instalação de gas-lift Bombeio centrífugo submerso Neste método utiliza-se uma bomba centrífuga de múltiplos estágios no interior do poço. A energia necessária para o funcionamento da bomba é transmitida para o fundo do poço através de um cabo elétrico. O funcionamento da bomba transmite energia ao fluido sob a forma de pressão, elevando-o para a superfície. Este método vem experimentando bastante incremento em sua aplicação, pela disponibilidade de equipamentos existentes e pela funcionalidade. 34

35 Cabe ressaltar que a escolha por métodos diversos dependerá de várias características técnicas do poço em questão, em observância ao melhor custo/benefício. A Figura 2.16 ilustra esquematicamente um poço produtor com bombeamento centrífugo submerso. Os principais equipamentos de subsuperfície de um poço equipado para produzir com bombeamento centrífugo submerso (BCS) são: Bomba do tipo centrífugo de múltiplos estágios. Admissão da bomba. Protetor. Motor elétrico. Cabo elétrico. Figura 2.16 Poço produtor por bombeio centrifugo submerso Bombeio mecânico com hastes Este método é o mais conhecido e utilizado em todo o mundo, popularmente conhecido como bombeio com "cavalo de pau", ilustrada na Figura O princípio de funcionamento é a transformação do movimento rotativo de um motor elétrico ou de combustão, em movimento alternativo, que através das hastes de uma coluna transmite este movimento para o fundo do poço, acionando uma bomba que eleva os fluidos até a superfície. Em poços rasos obtém-se vazões médias de trabalho, mas, à medida que a profundidade aumenta, a vazão diminui, devendo ser analisados critérios de viabilidade na produção. Os principais componentes do bombeio mecânico com hastes são: 35

36 Bomba de subsuperfície do tipo alternativo. Coluna de hastes. Unidade de bombeio. Motor. Figura 2.17 Sistema de bombeio mecânico Bombeio por cavidades progressivas O bombeio por cavidades progressivas (BCP) é um método de elevação artificial em que a transferência de energia ao fluido é feita através de uma bomba de cavidades progressivas. É uma bomba de deslocamento positivo que trabalha imersa em poço de petróleo, constituída de rotor e estator. A geometria do conjunto é tal que forma uma série de cavidades herméticas idênticas. O rotor ao girar no interior do estator origina um movimento axial das cavidades, progressivamente, no sentido da sucção para a descarga, realizando a ação de bombeio. O acionamento da bomba pode ser originado da superfície, por meio de uma coluna de hastes e um cabeçote de acionamento, ou diretamente no fundo do poço, por meio de um acionador elétrico ou hidráulico acoplado à bomba. A utilização de bombas de cavidades progressivas para elevação artificial de petróleo no Brasil teve início em 1984, em fase experimental. Devido à simplicidade do método e à eficiência na produção de fluidos viscosos, o número de instalações com este tipo de equipamento tem se difundido rapidamente. A Figura 2.18 ilustra o bombeio por cavidades progressivas. 36

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