Projeto de Final de Curso

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1 PROGRAMA EQ-ANP Processamento, Gestão e Meio Ambiente na Indústria do Petróleo e Gás Natural Simulação Numérica de um Hidrociclone Para Separação de Esferas Ocas de Lama de Perfuração Domícia Semele Tavares de Oliveira Projeto de Final de Curso Orientador Prof. Ricardo de Andrade Medronho, PhD Março de 2004

2 Simulação Numérica de um Hidrociclone para Separação de Esferas Ocas de Lama de Perfuração Domícia Semele Tavares de Oliveira Projeto de Final de Curso submetido ao Corpo Docente do Programa Escola de Química/Agência Nacional do Petróleo Processamento, Gestão e Meio Ambiente na Indústria de Petróleo e Gás Natural, como parte dos requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheira Química com ênfase na área de Petróleo e Gás Natural Engenharia de Petróleo. Aprovado por: Prof., Marcelo Castier, PhD Prof., Osvaldo Galvão Caldas da Cunha, PhD Carlos Alberto Capela de Moraes, DSc Orientado por: Ricardo de Andrade Medronho, PhD Rio de Janeiro, RJ - Brasil Março de 2004 ii

3 Oliveira, Domícia Semele Tavares de. Simulação Numérica de Hidrociclone para Separação de Esferas Ocas de Lama de Perfuração / Domícia Semele Tavares de Oliveira. Rio de Janeiro: UFRJ/EQ, vii, 93 f.; il. (Monografia) Universidade Federal do Rio de Janeiro, Escola de Química, Orientador: Ricardo de Andrade Medronho. 1. Hidroclone. 2. CFD. 3. DGD / Esferas Ocas. 4. Monografia. (Graduação UFRJ/EQ). 5. Ricardo de Andrade Medronho (PhD). iii

4 "Se as coisas são inatingíveis, ora! Não é motivo para não querê-las. Que tristes seriam os caminhos se não fora a presença distante das estrelas." (Mário Quintana) iv

5 AGRADECIMENTOS Primeiramente agradeço a meus pais pelo apoio incondicional, pela dedicação, amor e carinho que tanto contribuíram para minha formação pessoal e profissional, sem os quais não teria conseguido concluir mais esta etapa de minha vida. Agradeço pelos sacrifícios feitos com tanto amor e por acreditar em mim, mesmo nas horas em que eu mesma não acreditava. A meus pais Odinéa Mendes e Sebastião Pereira eu dedico mais esta vitória. Agradeço a Luigi Trotta, meu namorado, pelas horas de sacrifício, pela compreensão da ausência, pelo apoio, amor e força compartilhados. Agradeço também aos meus irmãos Poliana Penélope, Diógenes Apoema e Musa Felícia pelo carinho e pela força. Agradeço ao meu orientador, Prof. Ricardo de Andrade Medronho, pela confiança depositada em mim, pelo apoio e amizade adquirida no convívio ao longo de um ano. Agradeço pela forma única e objetiva de compartilhar comigo e com todos seus alunos seus amplos conhecimentos. Agradeço aos meus companheiros de laboratório, Namar Barbosa de Faria e André Gonçalves Oliveira, por compartilharem comigo suas dúvidas e descobertas, e pela compreensão e paciência nos momentos mais difíceis. Agradeço principalmente a Namar pela eterna amizade, pela sua bondade e seu desprendimento (compartilhando comigo seus computadores). Agradeço aos professores da Escola de Química que ensinam por vocação e prazer, e que contribuem não só para a formação do profissional como também para a formação do indivíduo. Agradeço também aos funcionários da EQ, especialmente Mário Luiz Francisco, Ana Carreiro e Marcos Aurélio Araújo, da Informática, pela ajuda e por estarem sempre dispostos a resolver os mais complicados problemas. Agradeço também ao Lage e Rosana de Fátima, do CENPES/Petrobrás pelo fornecimento dos dados necessários para o desenvolvimento deste trabalho. Agradeço ao Prof. Eduardo Mach, à Alzirene e à Cláudia Veloso, pelo apoio junto à ANP. E agradeço especialmente à Agencia Nacional do Petróleo, que apoiou este trabalho através de seu Programa de Recursos Humanos PRH-13. v

6 Resumo do Projeto Final apresentado à Escola de Química como parte dos requisitos necessários para obtenção do grau de Engenheira Química com ênfase na área de Petróleo e Gás Natural Engenharia de Petróleo. SIMULAÇÃO NUMÉRICA DE UM HIDROCICLONE PARA SEPARAÇÃO DE ESFERAS OCAS DE LAMA DE PERFURAÇÃO Domícia Semele Tavares de Oliveira Março, 2004 Orientador: Prof. Ricardo de Andrade Medronho, PhD A proximidade das curvas de pressão nos poros e de fratura em perfurações sob grandes lâminas d'água torna a operação cara e complicada. Uma forma de minimizar este problema é através da redução da pressão exercida pelo fluido de perfuração na base do riser de modo a originar a condição denominada de duplo gradiente de perfuração. Uma análise da literatura sobre o tema mostra que existem, basicamente, 3 alternativas capazes de gerar esta redução: - Utilização de uma bomba no leito marítimo; - Injeção de gás na base do riser e - Injeção de esferas de baixa densidade relativa também na base do riser. A opção da bomba é tecnologicamente complicada e de alto custo. A injeção de gás na base do riser gera gradientes variáveis, dada à compressibilidade do gás. Desta forma, a opção, aparentemente, mais factível tanto do ponto de vista da complexidade tecnológica quanto dos custos envolvidos na operação consiste em diminuir a densidade do fluido de perfuração através da injeção, no riser, de esferas ocas de baixa densidade relativa. Para resistir à pressão na base do riser, estas esferas têm que ser fabricadas de um material compósito especial, sendo, portanto, de alto custo. Desta forma, este processo só poderá viabilizar-se, do ponto de vista econômico, se puder ser desenvolvido um processo eficiente de recuperação destas esferas, para re-injeção na base do poço. Hidrociclones são equipamentos de fácil construção e sua performance é função de sua geometria e tamanho. Portanto, o uso deste tipo de equipamento parece ser bastante adequado à separação das esferas ocas do fluido de perfuração. Esta adequação não se refere somente à sua eficiência na remoção de partículas de baixa densidade mas, também, à sua alta capacidade de processamento e ao pequeno espaço (floor space) requerido, o que o torna ideal para operações onde o espaço é crítico, como ocorre em plataformas de perfuração. Neste projeto, foram otimizadas as proporções geométricas de um hidrociclone, através da simulação de 18 geometrias obtidas no planejamento experimental, com a utilização da ferramenta chamada fluidodinâmica computacional (CFD), visando maximizar a separação de esferas ocas de densidade igual a 0,530 g/cm 3 de fluidos de perfuração de densidades de 1,25 e 1,10 g/cm 3, sendo o primeiro mais viscoso que o segunda, para sua re-injeção no riser. A geometria otimizada foi obtida por regressão linear e possui as seguintes proporções: 2,34 cm de diâmetro de entrada e 3,40 cm de diâmetro para os diâmetros do overflow e do undeflow. Fez-se a simulação desta geometria para cinco tamanhos de partículas, a fim de se obter sua eficiência granulométrica reduzida e sua posterior eficiência total de separação. vi

7 Abstract of a Final Project presented to Escola de Química/UFRJ as partial fulfillment of the requirements for the degree of Chemical Engineer with emphasis on Petroleum and Natural Gas Petroleum Engineering. NUMERICAL SIMULATION OF THE SEPARATION OF HOLLOW SPHERES FROM MUD USING A HYDROCICLONE Domícia Semele Tavares de Oliveira March 2004 Supervisor: Prof. Ricardo de Andrade Medronho, PhD In deepest waters the strict proximity between pore and fracture gradient curves lead to complex and expensive drilling operations. Dual-gradient drilling (DGD) is a hard studied technique used to reduce this trouble, by decreasing the gradient pressure inside the riser. Currently, three forms of DGD are available in the literature: - Use of marine pumps on the seafloor; - Injection of gas in the riser basis; - Injection of hollow spheres, made of lightweights compounds, in the riser basis. Pumping mud from the seafloor is a complicated and high cost technological option. Injection of gas in the riser basis creates non-linear gradient curves due to gas compressibility. Actually, the option that seems to be more appropriately, analyzing operations costs and technological complexity, is that related to the injection of lightweight hollow spheres. These spheres must be composed of composites or other materials in order to support the high pressure at the seafloor. At last, this system will be economically available only if it is developed a separation process that efficiently recovers those spheres to re-inject in the riser basis. Hydrociclones are devices of simple construction whose performance are geometry and size dependent. Thus, its use is expected to be adequate in the recover of spheres from mud (drilling fluid) because hydrociclones usually yield high recoveries in lightweight particles applications, as well as the high process capability and little floor space required, ten, that advantages turn them ideals devices in offshore drilling operations. In this project the geometric proportions of the hydrociclones were optimized using computational fluid dynamics (CFD), trying to achieve a maximum efficiency as possible in the recover of hollow spheres in the DGD system, because those spheres are continually re-injected in the riser. 18 geometries were obtained in the experimental design and they were simulated to achieve the optimized geometry that would maximize the separation of the hollow spheres (with 0,530 g/cm 3 of specific weight) from drilling mud (with 1,25 g/cm 3 of specific weight) in the riser. The optimized geometry obtained thought linear quadratic regression has these proportions: 2,34 cm of inlet diameter and 3,40 cm of overflow and underflow diameters. That geometry was simulated for five particle diameters, and the goal of this project is to obtain the reduced grade efficiency and finally the global efficiency of separation to the hydrociclone optimized. vii

8 ÍNDICE 1. INTRODUÇÃO Motivação Objetivo Organização do Presente Trabalho 2 2. PERFURAÇÃO DE POÇOS DE PETRÓLEO Sondas e Perfuração Offshore Tecnologias de Gradiente Duplo de Perfuração Hidrociclones TURBULÊNCIA Introdução à Turbulência Modelagem Matemática Modelos de Turbulência FLUIDODINÂMICA COMPUTACIONAL (CFD) Etapas para a Solução Numérica Solução Numérica Representativa Malha Métodos de Discretização MATERIAIS E MÉTODOS Computador e Pacote Computacional Utilizados Variáveis de Interesse Caracterização do Fluido de Perfuração Caracterização das Partículas Planejamento Experimental e Geometrias Simuladas Malhas Parâmetros Utilizados e Simulações Realizadas Eficiência Total de Separação RESULTADOS E DISCUSSÕES Resultados Gerais Comparação e Escolha entre Modelos de Turbulência Regressão Linear Simulações com a Geometria Ótima Eficiência Granulométrica Reduzida para Geometria Otimizada Resultados Gráficos da Geometria Otimizada e Discussões Eficiência Global de Separação 109 viii

9 7.0 CONCLUSÕES 112 NOMENCLATURA 114 ABREVIAÇÕES MAIS UTILIZADAS 117 REFERÊNCIAS 118 ANEXO 1 Glossário 124 ANEXO 2 - Malhas Utilizadas 126 ix

10 CAPÍTULO I 1. INTRODUÇÃO 1.1 Motivação A perfuração de poços de petróleo em alto-mar tem se expandido cada vez mais para águas mais profundas. Inicialmente, a perfuração offshore consistia na adaptação de sondas terrestres montadas sobre uma estrutura para perfurar em águas rasas, porém, com a crescente necessidade de se perfurar em águas mais profundas, desenvolveram-se novas de tecnologias de ponta e técnicas de perfuração especialmente orientadas para a perfuração marítima (Thomas, 2001). Os sistemas de perfuração convencionais, quando usados em águas profundas, em partes do mundo onde correntes marinhas são excessivamente fortes (Snyder, 1998) encaram grandes desafios que tornam difícil, e até inviável, a perfuração em águas cada vez mais profundas. Um deles é a excessiva pressão hidrostática exercida pela coluna de fluido de perfuração no anular do poço. Para vencer este desafio, sugere-se a utilização de um duplo gradiente de perfuração em contraste ao gradiente de perfuração único, tecnologia utilizada na perfuração convencional (Smith et al, 2000). Dentro deste contexto, surge um novo conceito dentro do duplo gradiente de perfuração (DGD dual-gradient drilling), que é a injeção de esferas ocas de baixa densidade na coluna de retorno do sistema de perfuração, no intuito de se obter a redução da densidade do fluido de perfuração, a partir do ponto de injeção. Alguns problemas associados a esta tecnologia foram identificados como, por exemplo, o tamanho das partículas esféricas, a alta pressão de colapso requerida para as esferas, a quebra de partículas devido às altas taxas de cisalhamento, as altas concentrações de esferas no fluido de perfuração (Vera, 2002); além disto, a introdução desta nova tecnologia no mercado também está condicionada ao desenvolvimento, ou à otimização, 1

11 de um equipamento de separação capaz de maximizar a eficiência da separação das esferas ocas do fluido de perfuração utilizado. 1.1 Objetivo O principal objetivo deste projeto é a otimização da geometria de um hidrociclone cuja função será maximizar a eficiência de separação das esferas ocas utilizadas na tecnologia de duplo gradiente de perfuração. Para atingir este objetivo foram feitas simulações em fluidodinâmica computacional, CFD. O estudo foi iniciado com a fundamentação em conceitos de fluidodinâmica computacional, seguido pelo domínio do software que posteriormente seria utilizado na simulação computacional. Neste trabalho, utilizou-se o software CFX 5.6 para a simulação de escoamentos dentro de um volume de controle, que pode ser um equipamento, um duto ou até mesmo escoamento externo. Foi feito um planejamento experimental, partindo de uma geometria convencional de hidrociclones do tipo Bradley, modificando os parâmetros importantes a fim de se obter a geometria com a maior eficiência na separação desejada. Assim, obtivemos 18 geometrias, 14 diferentes entre si, para a simulação computacional. 1.2 Organização do Presente Trabalho O trabalho está dividido em 7 capítulos. O Capítulo I - Introdução contém a motivação e os objetivos do trabalho. O capítulo II - Perfuração versa sobre o processo em si, além das técnicas de duplo gradiente de perfuração; versa ainda sobre hidrociclones e sua eficiência. O Capítulo III Turbulência contém uma introdução ao problema da turbulência, suas equações e os modelos envolvidos da fluidodinâmica computacional. O Capítulo IV Fluidodinâmica Computacional explica as etapas para resolução de um problema, além dos métodos de discretização existentes e o utilizado. O Capítulo V Materiais e Métodos. O Capítulo VI Resultados e Discussões. O Capítulo VII Conclusões. 2

12 CAPÍTULO II 2. PERFURAÇÃO DE POÇOS DE PETRÓLEO A perfuração de poços de petróleo é feita com a utilização de uma sonda, através de uma técnica rotativa. A formação rochosa é perfurada pela ação da rotação e do peso aplicados a uma broca, que é acoplada à extremidade da coluna de perfuração. A ruptura ou desagregação das rochas forma pequenas lascas, ou cascalhos, que serão removidos do fundo do poço e carreados até a superfície pelo fluxo do fluido de perfuração (Thomas, 2001). 2.1 Sondas e Perfuração Offshore Sistemas de Sondas de Perfuração A sonda de perfuração é divida em vários sistemas com funções específicas. São eles: o sistema de sustentação de cargas, de geração e transmissão de energia, de movimentação de cargas, de rotação, de circulação e de segurança de poço. Além disso, temos os sistema de subsuperfície e outros equipamentos e ferramentas auxiliares. 3

13 Fig 2.1 Sonda de Perfuração a) Sistema de Sustentação de Cargas O sistema de sustentação de cargas é responsável pela sustentação do peso da coluna de perfuração, que, na perfuração em terra (onshore), transfere o peso da carga ao mastro ou torre, este, conseqüentemente, descarrega na subestrutura e esta, por último, descarrega na fundação ou base. Na perfuração marítima (offshore), há vários tipos de plataformas que abrigam a sonda de perfuração, e que podem ter ou não base no fundo do mar. b) Sistema de Geração de Energia O sistema de geração de energia para a plataforma é formado por equipamentos com motores a diesel, e, na perfuração marítima devido à produção de gás, por turbina a gás. Também se pode utilizar energia elétrica, dependendo da disponibilidade e do tempo de 4

14 permanência da sonda na localidade. O sistema de transmissão de energia classifica a sonda como mecânica, devido à utilização de acoplamentos hidráulicos e embreagens, ou diesel-elétrica, devido à utilização de motores diesel ou turbinas a gás, que também podem receber energia elétrica. c) Sistema de Movimentação de Cargas O sistema de movimentação de cargas, como o nome expressa, permite a movimentação das colunas de perfuração, revestimentos do poço e outros equipamentos. Seus principais componentes são: guincho, bloco de coroamento, a catarina, cabo de perfuração, o gancho e elevador (Thomas, 2001). - O guincho é o equipamento que recebe a energia dos motores e fornece força para a movimentação vertical das tubulações no poço. O tambor principal enrola /desenrola o cabo de perfuração para movimentar as cargas. Os freios principal e auxiliar são usados para controlar as manobras. O primeiro é mecânico, o segundo, suporta maiores cargas e profundidades, e é hidráulico. - O bloco de coroamento é um conjunto de polias estacionárias, fixas na torre, e que suporta as elevadas cargas transmitidas durante as operações de perfuração, possibilitando movimentação vertical. - A catarina é um conjunto de polias móveis, não fixas à torre. A passagem do cabo de perfuração pelas polias da catarina e do bloco de coroamento permite a movimentação de cargas ao longo da altura da torre, elevando ou descendo os equipamentos no poço. - O gancho pode ser integrado ou não à catarina, e é o elemento que segura e suporta as cargas da coluna de perfuração e as transmite às polias. Na parte superior se liga a catarina através de uma alça em forma de U, e na parte inferior ao swivel e a coluna através de um gancho. - O cabo de perfuração parte do tambor do guincho, passa pelas polias do bloco de coroamento e catarina, por uma âncora (equipamento onde é instalado um sensor de medição do peso aplicado sobre a coluna), e tem sua outra extremidade presa 5

15 a uma bobina. Ele usa a energia rotativa do guincho como energia de suspensão para elevar as colunas de perfuração ou revestimento do poço. - O elevador, na sua parte central, prende os tubos das colunas durante as manobras, e é ligado ao gancho através de seus braços. d) Sistema de Rotação O sistema de rotação convencional utiliza a mesa rotativa, localizada na plataforma, donde a rotação é transmitida a toda coluna de perfuração. O elemento que recebe o torque, apoiado na mesa rotativa, e o transfere à coluna de perfuração é chamado kelly. Neste sistema há ainda o swivel, que separa elementos rotativos de estacionários, e possui entrada para a injeção de fluido de perfuração, no interior da coluna de perfuração. Também existem outros sistemas de rotação não-convencionais como: o top drive, onde o motor acoplado à catarina transmite rotação ao topo da coluna de perfuração; e o motor de fundo, localizado logo acima da broca, que transmite o torque pela passagem de fluido de perfuração em seu interior, esse motor pode ser de deslocamento positivo ou uma turbina. A terceira técnica, de motor de fundo, é a mais vantajosa, pois transmitir rotação para os tubos, a uma grande profundidade, gasta mais energia e, na prática, é mais complicada de se realizar. e) Sistema de Circulação O sistema de circulação é formado por equipamentos para tratamento do fluido de perfuração e de circulação. O fluido de perfuração é injetado no interior da coluna de perfuração por meio de bombas, passa pela broca, retorna pelo espaço anular entre o poço e a coluna e carreia os cascalhos até a superfície da sonda; na perfuração marítima o fluido com os cascalhos passam no espaço anular entre o riser e a coluna de perfuração. Na superfície ele passa para tanques, onde é acumulado e tratado para nova injeção. Fazem parte do sistema: peneiras vibratórias (shale shakers), o desgaseificador, o desarenador, o dessiltador, a centrífuga, o misturador e o funil de mistura. Esses equipamentos são mais bem especificados abaixo: 6

16 - A peneira vibratória tem sua abertura das telas determinada pelo tipo de rocha perfurada, e varia entre 10 e 150 mesh. A peneira extrai os sólidos de maior dimensão do fluido de perfuração, enquanto que, os sólidos mais finos são removidos por decantação em um tanque. - O desgaseificador elimina o gás contido no fluido; este gás é desprendido pela ação do movimento circular de um uma bomba centrífuga submersa. - O desarenador remove a areia do fluido de perfuração, e é composto por um conjunto de dois a três hidrociclones em série, alimentados por uma bomba centrífuga. As partículas sólidas são separadas por ação de força centrífuga e saem pela abertura inferior, para serem descartadas. O hidrociclone não tem partes móveis, o que se movimenta é a mistura que está em seu interior. - O dessiltador é composto por um conjunto de 8 a 10 hidrociclones de dimensões menores do os do desarenador, e é posicionado a seguir para retirar partículas menores, inferiores a 74 mícrons, que tenham passado pelo equipamento anterior. - A centrífuga extrai as partículas menores não retiradas pelos hidrociclones por ação de força centrífuga. Ao contrário do hidrociclone esse equipamento tem partes móveis. - O misturador homogeneíza o fluido nos tanques por turbulência, podendo ser do tipo agitador de fundo (com palhetas submersas no tanque) ou pistola de lama (tubo que recebe a lama injetada por bomba centrífuga). - O funil de mistura é por onde são adicionados os aditivos ao fluido de perfuração. 7

17 Fig 2.2 Sistema de Extração de Sólidos f) Sistema de Segurança de Poço O sistema de segurança de poço é formado pela cabeça de poço e de preventores. Os preventores fecham o espaço anular do poço e podem ser de dois tipos: preventor anular, feito em borracha; preventor de gaveta, formado por válvulas gavetas. O principal deles é o Blowout Preventer (BOP), um conjunto de válvulas que permitem fechar o poço quando ocorrer um acidente chamado blowout, que provoca danos aos equipamentos da sonda, acidentes pessoais, perda parcial ou total do reservatório, poluição e dano ao meio ambiente, entre outros. O blowout é explicado na letra e deste item Fig 2.3 Sistema de Segurança de Poço, BOP 8

18 g) Sistema de Subsuperfície O sistema de subsuperfície é composto pelos elementos tubulares e pela broca. Os elementos tubulares compõem a coluna de perfuração, são eles os comandos, os tubos pesados e os tubos de perfuração. Suas funções são: aplicar peso ao sistema, prover rigidez à coluna, conduzir o fluido de perfuração, garantir a inclinação e direção do poço, etc. Explicamos suas respectivas funções abaixo, de acordo com Thomas (2001) e Lang (1985): - Os comandos, ou drill colars, são tubos de paredes espessas e, com diâmetro interno inferior aos dos tubos de perfuração, e diâmetro externo superior. São responsáveis por aplicar peso ao sistema e prover rigidez à coluna. Trabalha em sua maior extensão sob compressão, poupando assim os tubos de perfuração. Podem ter corpo liso ou espiralado, o que reduz o risco de pressão diferencial; - Os tubos pesados, ou heavy weight, promovem a transição entre os comandos e os tubos de perfuração, evitando ou diminuindo a falha por fadiga. São usados em poços direcionais porque provocam menor torque e arraste nos trechos inclinados, devido à menor área de contato com o poço; além disso, proporcionam menor tempo de manobra e manuseio mais fácil; - Os tubos de perfuração, ou drill pipes, são tubos de aço especial e de paredes finas. Os diâmetros mais comuns são de 4 ½ e 5 ½, e seu comprimento varia de 18 a 45 pés. São caracterizados pelo seu peso nominal, em libras / pés, e pelo tipo ou grau do aço, em psi. Estes tipos de tubos não podem trabalhar sob compressão, e deve-se ter cuidado quanto à ocorrência de pressão interna, colapso, fadiga, ranhuras, sulcos ou corrosão. Fig. 2.4 Comandos 9

19 Fig 2.5 Tubos Pesados Fig. 2.6 Tubos de Perfuração A broca de perfuração é o elemento posicionado na extremidade inferior da coluna de perfuração que recebe peso (fornecido pelos comandos) e rotação. A broca obtém o avanço de profundidade promovendo a ruptura e desagregação das rochas. Elas podem ser classificadas em quatro grupos principais e possuir ou não partes móveis. As brocas sem partes móveis são: integral de lâminas de aço, diamante natural ou artificial, PDC Polycrystalline Diamond Compact. As brocas de partes móveis são as brocas de cones, usualmente tricônicas. Abaixo, os tipos de brocas existentes: - As de lâminas de aço foram as primeiras a serem usadas, e, por sua vez, praticamente substituídas pelas brocas de cones, devido a sua baixa vida útil. - As brocas de diamantes naturais são usadas principalmente em testemunhagem, ou em formações extremamente duras e abrasivas. Possuem um custo mais elevado. - As brocas de PDC são projetadas para formações mais moles e médias com alta taxa de penetração e maior vida útil, e para formações mais duras utilizam-se as TSP (Thermal Stable Polycristalline), que são resistentes ao calor. As brocas de 10

20 diamante, natural ou PDC/TSP, são bem específicas, e projetadas para a formação de acordo com o tamanho e quantidade de cortadores. - As brocas com partes móveis são as mais utilizadas devido à sua eficiência e menor custo inicial. Podem ter um a quatro cones, e seus dentes de aço ou insertos de tungstênio. Os cones giram em torno do seu eixo enquanto a broca gira em torno do poço. Fig 2.7 Brocas Tricônicas Fig 2.8 Brocas de Diamantes Artificiais e Naturais Classificação de Sondas para Perfuração e Produção Offshore Existem três diferenças básicas entre a perfuração marítima e a feita em terra: primeiro, não existem fundações na perfuração offshore; segundo, no retorno do fluido de perfuração utiliza-se um riser para confinar o fluido e levá-lo até a superfície; terceiro, o sistema de segurança de poço pode operar na superfície (plataformas fixas ou apoiadas no fundo do mar), ou submerso (plataformas flutuantes). De acordo com essas 11

21 diferenças e com as necessidades específicas de cada campo a ser perfurado deve-se escolher entre os diversos tipos de sondas existentes para melhor rendimento. A produção em campos marítimos é mais cara e complexa do que a feita em terra, envolvendo investimentos em aquisição ou construção da plataforma, perfuração e desenvolvimento de poços, instalação de linhas flexíveis e dutos submarinos e infraestrutura de escoamento de petróleo e gás para o continente. Nas sondas marítimas o processo de perfuração é semelhante ao das terrestres, sendo que seus equipamentos ficam sobre uma plataforma cujas características dependem da profundidade e condições marítimas. São, em sua maioria, unidades móveis que se deslocam através de propulsão própria ou com auxílio de reboques, e que devem flutuar com segurança, mas também devem permanecer estacionadas nas coordenadas do poço para executar as operações. As sondas devem abrigar os sistemas descritos no item 2.1, letra a até g, além da estocagem de material, alojamento de pessoal, e outras instalações necessárias para a produção dos poços. Existem diferentes tipos de plataformas e estas devem ser escolhidas de acordo com o tamanho da lâmina d água, das condições do mar, relevo do fundo do mar, finalidade do poço, disponibilidade de apoio logístico, e relação custo / benefício. Explica-se a seguir os principais tipos de plataformas: - As plataformas fixas e auto-eleváveis possuem extensão até o fundo do mar; na primeira, a estrutura de aço está cravada e, na segunda, a estrutura de apoio, ou pernas, está apenas assentada no fundo. Esses dois tipos de plataformas são utilizados para pequenas lâminas d águas: as plataformas fixas podem ser utilizadas em lâminas de até 300 metros, e as plataformas auto-eleváveis numa faixa de 5 a 130 metros. As plataformas fixas têm um custo alto no projeto e instalação. As plataformas auto-eleváveis apresentam dificuldades quanto ao reboque, nas grandes movimentações e nas operações de elevação e abaixamento das pernas, e devem ser instaladas em locais planos. - As plataformas submersíveis são apoiadas por flutuadores lastreados até o seu casco inferior chegar ao fundo, que deve ser macio e pouco acidentado, além de 12

22 serem utilizadas para águas calmas, em rios, ou bacias com pequena lâmina d água. - As plataformas flutuantes são de dois tipos: semi-submersíveis e navios-sonda. Elas sofrem ação das ondas, correntes e ventos, e por isso, devem ser posicionadas na superfície do mar, dentro de um círculo de tolerância determinado pelos equipamentos de superfície. Por isso elas têm dois tipos de sistemas responsáveis pelo seu posicionamento, o sistema de ancoragem e o de posicionamento dinâmico. A plataforma semi-submersível é apoiada por coluna em flutuadores submersos e ancoradas por oito a doze âncoras e cabos e/ou correntes, capazes de restaurar a posição do flutuante (Thomas, 2001). Os navios-sonda possuem um sistema de posicionamento dinâmico, e não têm ligação física com o fundo do mar. As plataformas flutuantes podem ter ou não propulsão própria, possuindo grande mobilidade, e são utilizadas para lâminas d água de até metros, também possuem baixo custo de projeto e implantação comparado às plataformas fixas. - Outro tipo de plataforma é a Tension-Leg que são similares às plataformas semisubmersíveis em sua estrutura, sendo que suas pernas principais são ancoradas no fundo do mar por meio de cabos tubulares. Suas pernas se mantêm tracionadas, reduzindo seu movimento, igualando-as às plataformas fixas nas operações de perfuração e completação. 13

23 Fig 2.9 Tipos de Plataformas, fixa, auto-elevável, semi-submersível e navio sonda, respectivamente Fig 2.10 Plataforma Tension Leg Classificação de Poços Os poços de petróleo podem ser verticais ou direcionais. Os poços verticais não são absolutamente verticais, pois podem possuir uma inclinação de até 5º (Thomas, 2001), o 14

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