AVALIAÇÃO COMPARATIVA DE DISPONIBILIDADE DE POÇOS SUBMARINOS EM DIFERENTES CENÁRIOS NA FASE OPERACIONAL. Alessandro Aparecido Zanetti

Transcrição

1 AVALIAÇÃO COMPARATIVA DE DISPONIBILIDADE DE POÇOS SUBMARINOS EM DIFERENTES CENÁRIOS NA FASE OPERACIONAL Alessandro Aparecido Zanetti Dissertação de Mestrado apresentada ao Programa de Pós-graduação em Engenharia Oceânica, COPPE, da Universidade Federal do Rio de Janeiro, como parte dos requisitos necessários à obtenção do título de Mestre em Engenharia Oceânica. Orientador: Theodoro Antoun Netto Rio de Janeiro Setembro de 2014

2

3 iii Zanetti, Alessandro Aparecido Avaliação comparativa de disponibilidade de poços submarinos em diferentes cenários na fase operacional / Alessandro Aparecido Zanetti. Rio de Janeiro: UFRJ/COPPE, XVIII, 135 p.: il.; 29,7 cm. Orientador: Theodoro Antoun Netto Dissertação (mestrado) UFRJ/ COPPE/ Programa de Engenharia Oceânica, Referências Bibliográficas: p Sistemas Submarinos. 2. Confiabilidade. 3. Segurança Operacional. I. Netto, Theodoro Antoun. II. Universidade Federal do Rio de Janeiro, COPPE, Programa de Engenharia Oceânica. III. Título.

4 iv Dedico esta dissertação primeiramente a Deus pelas graças concedidas a cada dia de minha vida. Dedico também à minha família: meus pais, meus irmãos minha esposa e meu filho.

5 v AGRADECIMENTOS Agradeço primeiramente a Deus por ter me concedido a determinação e empenho para concluir esse trabalho. Agradeço à minha esposa, Paula, pela paciência e apoio nessa caminhada da minha dissertação e ao meu filho, Luiz Henrique, pela alegria que trouxe em nossas vidas concedendo a motivação necessária para finalizar esse trabalho. Agradeço aos meus pais pelo exemplo de perseverança e esforço dedicado na minha formação como pessoa, ensinando o essencial na boa educação familiar. Agradeço à Petróleo Brasileiro S. A. pela oportunidade oferecida de participar dessa pós-graduação, em especial, aos meus gerentes: Guilherme Peixoto, Ricardo Morais e Jesulino. Gostaria de agradecer também à oportunidade de trabalhar diariamente na profissão de engenheiro na qual tenho tanta satisfação e orgulho de fazêla todos os dias de minha vida. Agradeço ao meu orientador, Prof. Theodoro, pela paciência ao longo desse desenvolvimento e importantes contribuições que viabilizaram a conclusão desse trabalho. Agradeço aos colegas das aulas do mestrado, do Laboratório de Tecnologia Submarina e aos amigos da PETROBRAS pelas contribuições ao longo do desenvolvimento desse trabalho. Em especial ao amigo, André Alves, pelas importantes contribuições oferecidas nessa dissertação.

6 vi Resumo da Dissertação apresentada à COPPE/UFRJ como parte dos requisitos necessários para a obtenção do grau de Mestre em Ciências (M.Sc.) AVALIAÇÃO COMPARATIVA DE DISPONIBILIDADE DE POÇOS SUBMARINOS EM DIFERENTES CENÁRIOS NA FASE OPERACIONAL Alessandro Aparecido Zanetti Setembro/2014 Orientador: Theodoro Antoun Netto Programa: Engenharia Oceânica O objetivo deste trabalho é avaliar comparativamente a disponibilidade de poços submarinos em diferentes cenários na fase operacional. Para cada cenário será alterada a periodicidade de inspeção visual e tipo de teste realizado. Será considerada a variável custo econômico da inspeção para se obter o tipo e periodicidade de inspeção ótima. Cada cenário será modelado a partir da indisponibilidade de diferentes componentes do poço. A função objetivo a ser considerada nesse trabalho é a disponibilidade do poço em conter um fluxo indesejado de óleo para o meio externo, considerando pequenos vazamentos sem considerar acidentes catastróficos no mesmo. Como alternativa para aumentar a disponibilidade dos cenários degradados dos poços submarinos, são realizadas análises combinadas variando-se a periodicidade de inspeção e o tipo de inspeção utilizada de forma a buscar as mesmas condições (ou nível de disponibilidade) originais de projeto. A metodologia desenvolvida permite que sejam obtidas quais as combinações de método de inspeção, teste e periodicidade que atendam dois critérios: o nível de disponibilidade desejado para o poço ou o custo de inspeção anual. Posteriormente, é possível verificar qual a combinação que melhor atende aos requisitos e eventuais restrições operacionais.

7 vii Abstract of Dissertation presented to COPPE/UFRJ as a partial fulfillment of the requirements for the degree of Master of Science (M.Sc.) COMPARATIVE EVALUATION OF THE AVAILABILITY OF SUBSEA WELLS IN DIFFERENT SCENARIOS DURING OPERATION Alessandro Aparecido Zanetti September/2014 Advisor: Theodoro Antoun Netto Department: Oceanic Engineering The main objective of this study is to develop a methodology to evaluate the availability of subsea wells in different scenarios during operation, considering type and periodicity of inspections and functional tests. The cost of inspections/tests will be accounted for to find the optimal combination of inspection and test intervals. Each scenario will be calculated by considering the unavailability of select components of the subsea well. The main safety function of the well to be considered in this work is the capability to prevent uncontrolled leakage to the environment. This function is modelled for small leakages and not for catastrophic subsea oil spills. An alternative to improving the availability of degraded subsea wells is to change the type and periodicity of inspections and tests in order to get the same original design condition (or availability) for degraded subsea well. The methodology allows the determination of inspection method, test and periodicity combinations for a given criterion: either the availability level of subsea well or the annual cost inspection. Subsequently, it is possible to determine which combination best fulfills the operational requirements and eventual constraints.

8 viii SUMÁRIO 1 INTRODUÇÃO OBJETIVO IMPORTÂNCIA DO TRABALHO ESTRUTURA DO TRABALHO AS RESERVAS DE PETRÓLEO NO MUNDO A PRODUÇÃO DE PETRÓLEO NO MUNDO O CONSUMO DE PETRÓLEO NO MUNDO O BRASIL NO CONTEXTO DA PRODUÇÃO DE PETRÓLEO MUNDIAL A PRODUÇÃO DE PETRÓLEO NAS BACIAS MARÍTIMAS DO BRASIL BACIA DE CAMPOS CONCEITOS GERAIS POÇOS MARÍTIMOS POÇOS DE COMPLETAÇÃO SECA POÇOS DE COMPLETAÇÃO MOLHADA POÇOS SUBMARINOS PRINCIPAIS ELEMENTOS DOS POÇOS SUBMARINOS SISTEMA DE CABEÇA DE POÇO SUBMARINO REVESTIMENTOS COLUNA DE PRODUÇÃO SUSPENSOR DE COLUNA MANDRIS DE INJEÇÃO QUÍMICA OU GÁS-LIFT PACKER BASE ADAPTADORA DE PRODUÇÃO ÁRVORE DE NATAL MOLHADA DISPOSITIVO DE SEGURANÇA DE SUB-SUPERFÍCIE (DSSS) CONFIABILIDADE DE POÇOS SUBMARINOS NA FASE OPERACIONAL CONFIABILIDADE DISPONIBILIDADE... 39

9 ix ITENS NÃO-REPARÁVEIS ITENS REPARÁVEIS ITENS TESTADOS PERIODICAMENTE NÃO-REPARÁVEIS TAXA COMUM DE FALHA EVENTO TOPO BARREIRAS DE SEGURANÇA EM POÇOS CONJUNTO SOLIDÁRIO DE BARREIRAS CSB PRIMÁRIO CSB SECUNDÁRIO CONFIABILIDADE DE POÇOS SUBMARINOS METODOLOGIA PARA ANÁLISE DE CONFIABILIDADE ESTUDO DE CASO: POÇO SUBMARINO MODELAGEM UTILIZADA APRESENTAÇÃO DO CASO BASE CENÁRIO A: POÇO SEM DHSV CENÁRIO B: POÇO COM VAZAMENTO NA COLUNA DE PRODUÇÃO CENÁRIO C: POÇO SEM OS DISPOSITIVOS M1 E M CENÁRIO D: SEM OS DISPOSITIVOS W1 E W CENÁRIO E: SEM OS DISPOSITIVOS DO FLUXO DE PRODUÇÃO: M1 E W CENÁRIO F: SEM OS DISPOSITIVOS DO FLUXO DE ANULAR: M2 E W CENÁRIO G: APENAS OS DISPOSITIVOS DHSV E M2 OPERACIONAIS 77 6 ANÁLISE DOS RESULTADOS AVALIAÇÃO COMPARATIVA DO CASO BASE: TIPO E PERIODICIDADE DO MÉTODO DE INSPEÇÃO AVALIAÇÃO COMPARATIVA DA DISPONIBILIDADE PARA OS DIFERENTES CENÁRIOS: ALTERAÇÃO DO TIPO E PERÍODO ENTRE INSPEÇÕES CENÁRIO A: POÇO COM DHSV NÃO OPERACIONAL CENÁRIO B: POÇO COM VAZAMENTO NA COLUNA PARA O ANULAR CENÁRIO C: POÇO COM M1 E M2 NÃO OPERACIONAL CENÁRIO D: POÇO COM W1 E W2 NÃO OPERACIONAIS... 95

10 x CENÁRIO E: POÇO COM M1 E W1 NÃO OPERACIONAIS CENÁRIO F: POÇO COM M2 E W2 NÃO OPERACIONAIS CENÁRIO G: POÇO COM DHSV E M2 OPERACIONAIS AVALIAÇÃO COMPARATIVA ENTRE OS TIPOS DE INSPEÇÕES AVALIAÇÃO COMPARATIVA DO TIPO E PERÍODO DE INSPEÇÕES PONDERADO PELO CUSTO CONCLUSÃO RECOMENDAÇÕES PARA TRABALHOS FUTUROS REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ANEXOS ANEXO A - TABELA COM AS REVERVAS DE PETRÓLEO PROVADAS POR PAÍSES ANEXO B - TABELA COM AS PROJEÇÕES FUTURAS DE CRESCIMENTO DA PRODUÇÃO DE PETRÓLEO ANEXO C - DADOS DE CONFIBILIDADE

11 xi LISTA DE FIGURAS Figura 1 - Ciclo PDCA... 3 Figura 2 - Reservas provadas de petróleo, segundo regiões geográficas (bilhões de barris) - ano base Figura 3 Produção de petróleo, segundo regiões geográficas (milhões de barris por dia) - ano base Figura 4 - Evolução do consumo de petróleo de 1965 até 2012 em milhões de barris por dia... 9 Figura 5 - Consumo de petróleo por países em milhões de barris por dia Figura 6 - Consumo de petróleo por países em milhões de barris por dia Figura 7 - Produção de petróleo em terra e no mar no Brasil Figura 8 - Produção de petróleo por campo na bacia de Campos Figura 9 Número de poços marítimos produtores no Brasil (completação seca e molhada) Figura 10 - Plataforma fixa Figura 11 - Plataforma do tipo SPAR Figura 12 - Plataforma do tipo torre complacente Figura 13 - Plataforma do tipo TLP Figura 14 - Plataforma Mono-BR Figura 15 Árvore de Natal Convencional Figura 16 - Plataforma do tipo semi-submersível Figura 17 - Plataforma do tipo FPSO Figura 18- Desenho típico de um poço submarino Figura 19- Desenho típico de um SCPS Figura 20 - Desenho de um SCPS e seus principais elementos Figura 21 - Foto de um SCPS no convés de uma sonda Figura 22 - Principais componentes do sistema de vedação dos suspensores de revestimento Figura 23- Detalhe de um poço de petróleo com seu revestimento e sua cimentação Figura 24 - Exemplo de um poço de petróleo com detalhe para má cimentação Figura 25 - Desenho típico de poço Figura 26 Suspensor de coluna (Tubing Hanger) (componente azul)... 30

12 xii Figura 27 - Exemplo de um poço completado com mandris de gás lift Figura 28 - BAP com um MCV Figura 29 - Desenho típico do conjunto ANM Figura 30 - Desenho típico de válvula da ANM Figura 31 - Arranjo das válvulas da ANM Figura 32 - Válvula DHSV na posição aberta e fechada Figura 33 - Desenho esquemático de uma DHSV Figura 34 - Desenho esquemático dos CSBs típicos para um poço de completação molhada Figura 35 - Desenho esquemático de um poço submarino completado e interligado à UEP Figura 36 - Identificação das cavidades Figura 37 - Identificação dos modos de falha e caminhos de vazamento Figura 38 - Identificação das tolerâncias de falha Figura 39 - Identificação dos vetores de barreira Figura 40 Caso base Figura 41 Poço cenário A - poço com DHSV inoperante Figura 42 - Poço cenário B vazamento na coluna de produção Figura 43 - Poço cenário C válvulas mestras inoperantes (M1 e M2) Figura 44 - Poço cenário D válvulas laterais inoperantes (W1 e W2) Figura 45 - Poço cenário E válvulas do fluxo de produção inoperantes (M1 e W1) Figura 46 - Poço cenário F - válvulas do fluxo de anular inoperantes (M2 e W2) Figura 47 - Poço cenário G apenas a DHSV e M2 operacional Figura 48 Probabilidade de erupção para caso base somente inspeção visual Figura 49 Probabilidade de erupção para caso base com teste de estanqueidade de válvula Figura 50 - Superfície do polinômio ajustada para o caso base Figura 51 - Caso base: solução gráfica - intersecção das diferentes superfícies Figura 52 - Caso base - ábaco das diferentes soluções obtidas Figura 53 Probabilidade de erupção para o cenário A poço com DHSV não operacional Figura 54 Cenário A: intersecção das diferentes superfícies Figura 55 Cenário A: intersecção das diferentes superfícies incluindo o caso base... 87

13 xiii Figura 56 Cenário A: intersecção das diferentes superfícies incluindo o caso base (vista plano X-Z) Figura 57 Cenário A: ábaco das diferentes soluções obtidas a partir da intersecção das superfícies Figura 58 Probabilidade de erupção para o cenário B poço com vazamento na coluna para anular Figura 59 Probabilidade de erupção para o cenário B poço com vazamento na coluna para anular Figura 60 Cenário B: intersecção das diferentes superfícies Figura 61 Cenário B: ábaco das diferentes soluções obtidas a partir da intersecção das superfícies Figura 62 Probabilidade de erupção para o cenário C poço com M1 e M2 nãooperacionais Figura 63 Probabilidade de erupção para o cenário C poço com M1 e M2 nãooperacionais com teste de estanqueidade das válvulas Figura 64 Cenário C: intersecção das diferentes superfícies Figura 65 Cenário C: ábaco das diferentes soluções obtidas a partir da intersecção das superfícies Figura 66 Probabilidade de erupção para o cenário D poço com W1 e W2 nãooperacionais Figura 67 Cenário D: intersecção das diferentes superfícies Figura 68 Cenário D: ábaco das diferentes soluções obtidas a partir da intersecção das superfícies Figura 69 Probabilidade de erupção para o cenário E poço com M1 e W1 nãooperacionais Figura 70 Probabilidade de erupção para o cenário E poço com M1 e W1 nãooperacionais Figura 71 Cenário E: intersecção das diferentes superfícies Figura 72 Cenário E: ábaco das diferentes soluções obtidas a partir da intersecção das superfícies Figura 73 Probabilidade de erupção para o cenário F poço com M2 e W2 nãooperacionais Figura 74 Probabilidade de erupção para o cenário F poço com M2 e W2 nãooperacionais: inspeção visual e teste de estanqueidade

14 xiv Figura 75 Cenário F: intersecção das diferentes superfícies Figura 76 Probabilidade de erupção para o cenário F poço com M2 e W2 nãooperacionais: inspeção visual e teste de estanqueidade nas válvulas da ANM e coluna de produção Figura 77 Cenário F: intersecção das diferentes superfícies (com teste da COP) Figura 78 Cenário F: intersecção das diferentes superfícies (com e sem teste da COP) Figura 79 Cenário F: ábaco das diferentes soluções obtidas a partir da intersecção das superfícies Figura 80 Probabilidade de erupção para o cenário F poço com DHSV e M2 operacionais Figura 81 Cenário G: intersecção das diferentes superfícies Figura 82 Cenário G: ábaco das diferentes soluções obtidas a partir da intersecção das superfícies Figura 83 Avaliação comparativa entre os diferentes cenários (A, B, G) considerando apenas a inspeção visual Figura 84 Avaliação comparativa entre os diferentes cenários (C, D, E, F) considerando apenas a inspeção visual Figura 85 Avaliação comparativa entre os diferentes cenários (A, B, G) considerando teste de estanqueidade Figura 86 Avaliação comparativa entre os diferentes cenários (C, D, E, F) considerando teste de estanqueidade Figura 87 Resolução gráfica: cenários A, B e G Figura 88 Resolução gráfica: cenários C, D, E Figura 89 Ábaco de inspeção: todos os cenários Figura 90 Superfície de custo para os diversos cenários Figura 91 Ábaco de custo para os diversos cenários Figura 92 Curva de custo para somente inspeção visual Figura 93 Curva de custo para somente teste de estanqueidade Figura 94 Caso A: curva de custo versus solução baseada no caso base Figura 95 Caso B: curva de custo versus solução baseada no caso base Figura 96 Caso C: curva de custo versus solução baseada no caso base Figura 97 Caso D: curva de custo versus solução baseada no caso base Figura 98 Caso E: curva de custo versus solução baseada no caso base

15 xv Figura 99 Caso F: curva de custo versus solução baseada no caso base Figura 100 Caso G: curva de custo versus solução baseada no caso base

16 xvi LISTA DE TABELAS Tabela 1 - Produção por Bacias Brasileiras Tabela 2 - Caso Base - disponibilidade calculada para diferentes métodos de inspeção 81 Tabela 3 - Caso base: soluções algébricas para plano (PE cb =1, ) Tabela 4 - Parâmetros utilizados na análise de custo Tabela 5 Custos por método de inspeção Tabela 6 - Reservas provadas de petróleo por países Tabela 7 - Produção de petróleo mundial em milhões de barris por dia ( ). 131 Tabela 8 Dados de confiabilidade utilizados

17 xvii LISTA DE QUADROS Quadro 1 - Definições do conceito de barreiras Quadro 2 - Cortes mínimos para poço produzindo por gás-lift Quadro 3 - Cortes mínimos para poço fechado ou produzindo por surgência natural Quadro 4 - Parâmetros utilizados na modelagem do sistema poço submarino... 64

18 xviii NOMENCLATURA ANC Árvore de Natal Convencional ANM Árvore de Natal Molhada ANP Agência Nacional do Petróleo, Gás e Biocombustíveis BP British Petroleum BAP Base Adaptadora de Produção BCS Bombeio Centrífugo Submarino BOP Blowout Preventer BS Barreira de Segurança COP Coluna de Produção CSB Conjunto Solidário de Barreiras DHSV Downhole Safety Valve DSSS Dispositivo de Segurança de Sub-Superfície FPSO Floating Production Storage Offloading OCDE Organização para Cooperação e Desenvolvimento Econômico OPEP Organização dos Países Exportadores de Petróleo PDCA Plan Do Check Act PETROBRAS Petróleo Brasileiro S. A. PSA Petroleum Safety Authority SBS Sistema de Barreira de Segurança SCPS Sistema de Cabeça de Poço Submarino SDV Shut Down Valve SPAR Single Point mooring And Reservoir SS Semi- Submersível TLP Tension Leg Plataform UEP Unidade Estacionária de Produção

19 1 1 INTRODUÇÃO A indústria do petróleo enfrentou recentemente alguns acidentes na fase de perfuração de poços submarinos que obrigaram as instituições reguladoras, sociedades normativas e operadoras a rediscutirem seus padrões de segurança com o objetivo de promover avanços nos seus equipamentos de segurança de poço. Exemplos desses acidentes são: Macondo no Golfo do México em Abril de 2010, com 11 fatalidades, e Frade na bacia de Campos em Novembro de As discussões abordaram primeiramente avanços nos equipamentos de perfuração que estavam ligados diretamente ao acidente conforme BAUGH (2011). Entre esses equipamentos estão, por exemplo, o blowout preventer (BOP) e se estende para toda a indústria de perfuração (MOOMJIAN, 2012). A avaliação da disponibilidade dos equipamentos na fase de projeto é necessária, pois uma vez que esses equipamentos entram em operação torna-se importante conferir se suas condições operacionais estão conforme a taxa de disponibilidade projetada para os mesmos. Dessa forma uma reavaliação da disponibilidade deve ser realizada a partir dos valores obtidos das taxas de falhas dos componentes em operação. A revisão dos padrões de segurança implica diretamente na mudança de projeto de alguns equipamentos e isso se desdobra ao longo da cadeia de produção de petróleo através das alterações necessárias para fabricação e operação desses equipamentos e seus procedimentos de operação. Um importante evento a ser destacado na indústria foi o acidente no Golfo do México com o poço de Macondo. Durante uma intervenção ocorreu um fluxo de hidrocarbonetos não detectado que foi seguido por uma erupção, em inglês blowout, do poço causando a perda da sonda de intervenção, que afundou dois dias após a primeira explosão, e foi seguida pelo vazamento descontrolado do poço para o fundo do mar. Esse vazamento ocorreu durante 87 dias e estima-se que foram mais de cinco milhões de barris de óleo lançados ao mar no Golfo do México segundo relatório do DHSG (2011). Entre as principais recomendações emitidas a partir acidente estão: atualização das normas de segurança e procedimentos internos de operação das operadoras, melhor controle por parte

20 2 das operadoras da gestão de risco do poço, melhor controle do gerenciamento da mudança e implementação de melhorias nos planos de resposta a emergência (BOEMRE, 2011). O tópico importante a ser discutido é referente à qualidade dos dados utilizados para o cálculo das taxas de falhas. Faz-se necessário ter um banco de dados com os registros organizados de maneira confiável permitindo um resultado que represente o mais próximo quanto for possível a realidade. Três fatores são fundamentais para a informação contida no banco de dados: integridade (a informação deve estar completa), confiabilidade (a informação tem de ser representativa) e disponibilidade (a informação tem de estar disponível ao usuário). Uma referência para se obter uma base de dados consistente e confiável é apresentado na norma internacional ISO (2006) no qual apresenta uma proposta a ser seguida e modelos para organização dos dados. Este trabalho irá abordar a segurança de poços durante a fase operacional 1 e considerando que existem diferentes cenários de poços em operação, faz-se necessário uma comparação dos mesmos entre si. Essa comparação permite avaliar seus níveis de disponibilidade e, consequentemente, de segurança operacional proporcionando uma comparação dos poços independente de suas características. Ao se avaliar e comparar diferentes cenários de poços entre si, poderá haver casos em que os mesmos estejam em níveis de disponibilidade diferentes e que com isso haja a necessidade de uma ação de melhoria a fim de garantir um bom gerenciamento dos riscos do poço de acordo com o seu ciclo de gerenciamento da integridade, conforme Figura 1. Esse ciclo chamado de PDCA, do inglês, plan-do-check-act, pode ser traduzido por planejar-executar-verificar e atuar. 1 Fase operacional: define-se pela etapa compreendida entre a completação dos poços e o seu abandono, ou seja, é a fase de produção do poço.

21 3 Planejar Executar Ciclo PDCA Agir Verificar Figura 1 - Ciclo PDCA Entre as ações de melhoria pode-se citar como exemplo a modificação do plano de inspeção e manutenção, alteração de priorização para intervenção no poço e ações mitigadoras a serem implementadas de forma a restabelecer os níveis de segurança pretendidos no projeto. A partir de estudos realizados por ALVES (2012) para avaliação da disponibilidade instantânea de poços e suas principais recomendações de trabalhos futuros, a motivação para a realização desse trabalho é realizar a avaliação comparativa entres diferentes cenários de poços submarinos considerando a não operacionalidade de alguns dispositivos de segurança. Pretende-se calcular qual a disponibilidade de cada cenário e compará-los entre si. Define-se, de forma bem simplificada, como disponibilidade instantânea a capacidade de um item estar disponível num determinado instante de tempo. Com o objetivo de se obter o mesmo nível de disponibilidade dos poços será alterada a periodicidade de inspeção e método de inspeção. Para se buscar o método de inspeção ótimo será utilizada a variável custo de inspeção. O cenário padrão a ser estudado será um poço com todos os dispositivos de segurança operacionais e a partir desse serão criados cenários degradados do equipamento. Serão consideradas as redundâncias que os dispositivos de segurança podem apresentar e seus impactos na disponibilidade dos poços submarinos.

22 4 1.1 OBJETIVO O presente trabalho tem por objetivo principal fazer uma avaliação comparativa de diferentes cenários de poços submarinos levando em conta sua disponibilidade. Para aumentar a disponibilidade dos estados degradados dos poços serão alterados o método de inspeção e sua periodicidade. Para se obter uma periodicidade de inspeção ótima será considerada a variável custo econômico da inspeção. A função objetivo a ser considerada nesse trabalho é a disponibilidade do poço em conter um fluxo indesejado de óleo para o meio externo. Essa função também pode ser chamada como integridade do poço, segundo as normas NORSOK (2013) e ISO (2014). 1.2 IMPORTÂNCIA DO TRABALHO Esse trabalho se insere no contexto da indústria como uma metodologia para auxiliar no gerenciamento da integridade dos poços submarinos proporcionando uma maneira capaz de comparar diferentes cenários de poços submarinos. Dessa forma pode-se classificá-los do ponto de vista da disponibilidade de cada um e, consequentemente, do risco associado em relação ao número de barreiras que o mesmo possui. Sendo assim esse trabalho está diretamente relacionado ao gerenciamento da integridade de poços submarinos. 1.3 ESTRUTURA DO TRABALHO O trabalho está estruturado da seguinte forma: a) O capítulo um apresenta uma introdução geral sobre o trabalho, seus objetivos, suas motivações e importância do tema. Apresenta também um panorama geral da indústria do petróleo apresentando as reservas,

23 5 produção e consumo mundiais. Contextualiza a produção brasileira, onde está localizada e qual sua perspectiva futura. b) O capítulo dois apresenta os conceitos gerais necessários para entendimento do trabalho. É apresentada uma descrição geral do sistema poço submarino e quais seus principais componentes. São apresentadas suas principais funções e características; c) O capítulo três apresenta os temas ligados a confiabilidade e quais os modelos a serem utilizados para o cálculo da disponibilidade das variáveis consideradas nesse trabalho e, também, os tópicos relacionados à segurança de poços abordando os temas como: barreira de segurança em poços, definição de conjunto solidário de barreiras e apresenta os principais trabalhos desenvolvidos na área e seus resultados de forma a contextualizar esse trabalho a ser realizado; d) O capítulo quatro traz a metodologia a ser utilizada nesse trabalho, suas considerações e simplificações e quais os modelos adotados para a modelagem do problema; e) O capítulo cinco apresenta a modelagem do objeto poço submarino e quais os cenários degradados a serem utilizados; f) O capítulo seis discute os resultados obtidos para os diferentes cenários de poços submarinos. g) O capítulo sete apresenta a conclusão do trabalho e as recomendações de trabalhos futuros. 1.4 AS RESERVAS DE PETRÓLEO NO MUNDO As reservas de petróleo do ponto de vista geográfico estão distribuídas ao longo do planeta conforme Figura 2.

24 6 Figura 2 - Reservas provadas de petróleo, segundo regiões geográficas (bilhões de barris) - ano base Fonte: Anuário Estatístico Brasileiro do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis 2013 (BRASIL, 2013) O principal destaque é que as maiores reservas estão no Oriente Médio (807,7 bilhões de barris de petróleo), seguido pelas Américas Central e do Sul (328,4 bilhões de barris de petróleo) e depois pela América do Norte (220,2 bilhões de barris de petróleo). Uma organização a se destacar é a Organização dos Países Exportadores de Petróleo, designada OPEP 2, que atualmente possuem reservas provadas de 1,2 trilhão de barris de petróleo, o que representa 72,6% do total mundial de reservas provadas. Eles são responsáveis pela produção de 43% da produção mundial de petróleo de acordo com BP (2013). Essa produção se concentra principalmente na região do Oriente Médio e América do Sul. Os principais destaques entre os países são: a) Venezuela: detentora de reservas da ordem de 297,6 bilhões de barris de petróleo, BP (2013), o que representa 17,8% do total mundial, ocupando o primeiro lugar em volume de reservas do planeta, b) Arábia Saudita: ocupa o segundo lugar em volume de reservas do planeta com volumes da ordem de 265,9 bilhões de barris de petróleo, ou seja 15,9% das reservas mundiais, BP (2013). 2 OPEP: Organização dos Países Exportadores de Petróleo, foi fundada em 1960 e possui 12 países membros são eles: Argélia, Angola, Equador, Irã, Iraque, Kuwait, Líbia, Nigéria, Qatar, Arábia Saudita, Emirados Árabes Unidos e Venezuela.

25 7 c) Irã: quarta maior reserva provada de petróleo do planeta com um total de 157 bilhões de barris de petróleo. Isso representa 9,4% das reservas mundiais, segundo BP (2013). d) Iraque: representa a quinta maior reserva provada de petróleo do planeta com um total de 150 bilhões de barris de petróleo, o que significam 9% das reservas mundiais, segundo BP (2013). Com relação aos países com as maiores reservas de petróleo, conforme já citado, tem-se em primeiro lugar: Venezuela, seguido por Árabia Saudita e por Canadá, sendo os 2 primeiros países membros da OPEP e o terceiro país membro da Organização para Cooperação Econômica e Desenvolvimento (OCDE) 3. O Brasil ocupa a 15ª. posição de país possuidor de reservas de petróleo, com um total de 15,3 bilhões de barris de petróleo, BP (2013). Os detalhes de reservas por países podem ser visualizados no Anexo A. 1.5 A PRODUÇÃO DE PETRÓLEO NO MUNDO Atualmente temos uma produção mundial em torno de 86 milhões de barris de petróleo por dia segundo BP (2013). Analisando essa produção do ponto de vista geográfico, a mesma fica distribuída principalmente nas regiões do Oriente Médio, Europa e Ex-União Soviética, e América do Norte. Essa produção pode ser melhor visualizada na Figura 3. 3 OCDE: Organização para Cooperação Econômica e Desenvolvimento, sua origem data de antes de 1960 quando 18 países europeus mais os Estados Unidos e Canadá se uniram com o objetivo de promover o desenvolvimento global. Atualmente possui 34 países membros, são eles: Alemanha, Austrália, Áustria, Bélgica, Canadá, Chile, Dinamarca, Espanha, Estados Unidos, Estônia, Eslováquia, Eslovênia, Finlândia, França, Grécia, Holanda, Hungria, Islândia, Irlanda, Israel, Itália, Japão, Coréia do Sul, Luxemburgo, México, Nova Zelândia, Noruega, Polônia, Portugal, Reino Unido, República Tcheca, Suécia, Suíça e Turquia.

26 8 Figura 3 Produção de petróleo, segundo regiões geográficas (milhões de barris por dia) - ano base Fonte: Anuário Estatístico Brasileiro do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis 2013 (BRASIL, 2013) Os principais países produtores de petróleo são: em primeiro, a Árabia Saudita (11,53 milhões de barris/dia), seguido por Rússia (10,64 milhões de barris/dia), em segundo, e depois os Estados Unidos (8,9 milhões de barris/dia), em terceiro. O Brasil ocupa o 13ª.posição como país produtor de petróleo (2,15 milhões de barris/dia). A OPEP representa 43% da produção mundial conforme BP (2013). 1.6 O CONSUMO DE PETRÓLEO NO MUNDO O consumo de petróleo mundial hoje é de quase 90 milhões de barris por dia segundo o balanço de 2012, BP (2013). Esse consumo está distribuído pelas regiões geográficas do planeta de acordo com a Figura 4 onde também é apresentado a evolução desse consumo desde A grande região consumidora ainda é a América do Norte, devido principalmente ao consumo dos Estados Unidos que representam 20% do consumo mundial.

27 9 Figura 4 - Evolução do consumo de petróleo de 1965 até 2012 em milhões de barris por dia Fonte: BP Statistical Review of World Energy 2013, BP (2013) Analisando os principais países consumidores de petróleo do mundo temos que entre todos os países do planeta apenas 16 países correspondem à 70% do consumo mundial, conforme Figura 5. Esse consumo pode ser atrelado em parte ao nível de desenvolvimento dos países e de suas economias, como exemplo pode-se citar que os 34 países membros da OCDE correspondem a 50% do consumo de petróleo do planeta. Figura 5 - Consumo de petróleo por países em milhões de barris por dia. Fonte: BP Statistical Review of World Energy 2013, BP (2013)

28 10 Outro dado importante com relação ao consumo pode ser observado na Figura 6 que é a comparação entre a produção por região geográfica e seu consumo correspondente. Figura 6 - Consumo de petróleo por países em milhões de barris por dia Fonte: BP Statistical Review of World Energy 2013, BP (2013) 1.7 O BRASIL NO CONTEXTO DA PRODUÇÃO DE PETRÓLEO MUNDIAL O Brasil ocupa a 11ª posição na produção de petróleo mundial e possui reservas provadas de 15,3 bilhões de barris de petróleo o que representa 0,9 por cento das reservas mundiais e o coloca na 15ª. posição em relação às reservas mundiais (BRASIL, 2013). Nos últimos anos, o país teve um salto em suas reservas devido à descoberta da província do pré-sal na bacia marítima de Santos. Essas reservas estão localizadas em laminas d água entre 2000 e 3000m e a mais de 5000 metros de profundidade com um volume recuperável estimado entre 5 e 8 bilhões de barris de petróleo conforme BELTRÃO et al (2009). Atualmente a produção nessa bacia é em torno de 400 mil barris por dia, BRASIL (2014), mas no plano de negócios da maior operadora brasileira, a Petrobras, a

29 11 produção projetada para os campos do pré-sal é de dois milhões de barris em 2020, PETROBRAS (2014). Analisando os dados da agência americana de energia e suas projeções futuras para a produção de petróleo, o Brasil ganha um papel de destaque visto que será o país que mais incrementará sua produção nos próximos anos, com um incremento de 3,8 % anual nessa produção até atingir o valor de 6,6 milhões de barris por dia em 2040 (EIA, 2014). Os detalhes de crescimento de cada região podem ser visualizados no Anexo B. 1.8 A PRODUÇÃO DE PETRÓLEO NAS BACIAS MARÍTIMAS DO BRASIL O Brasil possui uma produção de petróleo (incluindo condensados) de aproximadamente dois milhões de barris de acordo com o Anuário Estatístico Brasileiro da Produção do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (BRASIL, 2013). Analisando a Figura 7 (BRASIL, 2013) e tendo como base a produção em 2012, tem-se que a produção em bacias terrestres é de 181 mil barris por dia e em bacias marítimas é de aproximadamente 1,89 milhões de barris por dia, o que representa um percentual de 91,2 % da produção de petróleo brasileira em bacias marítimas. Figura 7 - Produção de petróleo em terra e no mar no Brasil Fonte: Anuário Estatístico Brasileiro do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis 2013 (BRASIL, 2013)

30 12 Um outro ponto a ser analisado é a distribuição da produção em relação as bacias sedimentares brasileiras, conforme Tabela 1. É possível verificar que a produção brasileira é bastante concentrada na bacia de Campos e que somente esta bacia representa 82% da produção nacional. Tabela 1 - Produção por Bacias Brasileiras Bacia sedimentar Produção (Barris por dia) Solimões Ceará Potiguar Alagoas Sergipe Recôncavo Espírito Santo Campos Santos Brasil Fonte: Anuário Estatístico Brasileiro do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis 2013 (BRASIL, 2013) 1.9 BACIA DE CAMPOS Atualmente no Brasil tem-se como principal bacia produtora de petróleo a bacia de Campos. Essa bacia foi descoberta na década de 70 a partir do poço 1-RJS-9 em 1974 no campo de Garoupa (PETROBRAS, 2009) e atualmente corresponde a produção de 82% do petróleo brasileiro. Primeiro foram descobertos os campos em lâmina d água rasa até 150 metros, os chamados poços da plataforma continental. Nessa região prevalecem a instalação de plataformas fixas o que permite o uso da completação seca, na qual a árvore de natal é do tipo convencional e fica no convés da unidade. Nesse tipo de unidade os poços são perfurados com sondas moduladas a partir da própria plataforma que geralmente possui uma sonda fixa o que torna a intervenção nos poços mais recorrente ao contrário da

31 13 completação molhada, onde os poços são completados com Árvore de Natal Molhada (ANM) e tem-se a necessidade de uma sonda toda vez que se é necessário intervir num determinado poço. Na década de 80 com a perfuração no Brasil de poços em lâminas d água de 100 até 300 metros passou-se a utilizar a completação molhada em função do uso de unidade semissubmersíveis para a produção de petróleo. No final da década de 80 foram descobertos na bacia de Campos os primeiros poços de lâmina d água mais profunda, entre 500 e 1000 metros, e com isso deu-se a descoberta dos chamados campos gigantes como Albacora e Marlim. Esses campos entraram em produção na década de 90. Foi durante a década de 90 que foram descobertos na bacia de Campos outros campos gigantes como Albacora Leste, Marlim Leste, Marlim Sul e Roncador. Hoje a produção na bacia de Campos está dividida por campos segundo a Figura 8. Figura 8 - Produção de petróleo por campo na bacia de Campos Fonte: Anuário Estatístico Brasileiro do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis 2013 (BRASIL, 2013) A partir do ano 2000 o grande salto para a indústria do petróleo no Brasil foi a descoberta do petróleo na camada do pré-sal na bacia de Santos e Campos, o que foi um marco para a indústria petrolífera mundial visto o potencial dessas jazidas e suas reservas. A produção a partir dos poços da camada do pré-sal tem aumentado de acordo com a interligação de novos poços e em Fevereiro de 2014 atingiu a produção de 412 mil barris por dia na bacia de Santos (BRASIL, 2014).

32 14 Analisando os dados da produção brasileira de petróleo (BRASIL, 2013), a bacia de Campos possui aproximadamente 520 poços marítimos produtores com uma produção de 1,68 milhões de barris por dia.

33 15 2 CONCEITOS GERAIS 2.1 POÇOS MARÍTIMOS Os poços de petróleo são classificados de acordo com sua localização geográfica e, portanto, podem ser classificados em dois tipos: poços marítimos de petróleo para os campos localizados na costa marítima brasileira e poços terrestres para os campos localizados nas bacias sedimentares do continente. A produção de petróleo no mar ocorre através dos poços marítimos de petróleo que são classificados de forma simplificada de acordo com a localização da árvore de natal responsável pelo controle do poço. Nesse caso tem-se dois tipos de poços: os poços de completação seca e os poços de completação molhada. No Brasil temos os dois tipos de completação visto que essa depende do tipo de unidade de produção a ser adotada. Na Figura 9 é possível visualizar no número de poços marítimos em produção existentes no Brasil. Figura 9 Número de poços marítimos produtores no Brasil (completação seca e molhada) Fonte: Anuário Estatístico Brasileiro do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis 2013 (BRASIL, 2013)

34 POÇOS DE COMPLETAÇÃO SECA Os poços de completação seca são utilizados principalmente nos campos de águas rasas onde é possível a instalação de plataformas fixas, conforme Figura 10. Para lâminas d águas mais profundas esse tipo de completação é possível em unidades do tipo: a) SPAR, Figura 11, b) Torre complacente, Figura 12, c) TLP, Figura 13, d) MonoBR, Figura 14. Figura 10 - Plataforma fixa Fonte: PASQUALINO (2011) Figura 11 - Plataforma do tipo SPAR Fonte: PASQUALINO (2011)

35 17 Figura 12 - Plataforma do tipo torre complacente Fonte: PASQUALINO (2011) Figura 13 - Plataforma do tipo TLP Fonte: PASQUALINO (2011) Figura 14 - Plataforma Mono-BR Fonte: PASQUALINO (2011) A completação seca permite a instalação da árvore de natal no próprio convés da unidade devido a característica da mesma de apresentar pequenos deslocamentos entre o solo marinho e o seu convés. Devido à unidade apresentar esses pequenos deslocamentos é utilizada a árvore de natal convencional (ANC) cujas válvulas para controle do poço podem ser manuais, pneumáticas ou hidráulicas. Na Figura 15 é possível ver um desenho típico de uma ANC e seus principais componentes.

36 18 Figura 15 Árvore de Natal Convencional Fonte: GARCIA (2007) Geralmente as unidades que possuem completação seca, também possuem sondas fixas ou moduladas em seu convés o que permite uma flexibilidade operacional para a intervenção nos poços uma vez que não é necessário o uso de uma segunda embarcação. Nesse caso há uma sonda de intervenção, para realizar uma intervenção no poço, caso necessário. Ressaltando que tudo fica na mesma unidade, sonda de intervenção e sonda de produção. Devido ao sistema de controle do poço estar no convés da unidade, tem-se menos operações durante uma intervenção no poço, visto que não há a necessidade de subida e descida de equipamentos até o leito marinho, tornando a operação mais simples e, consequentemente, reduzindo o tempo da intervenção. 2.3 POÇOS DE COMPLETAÇÃO MOLHADA Os poços de completação molhada são assim caracterizados devido ao equipamento de controle do poço, árvore de natal molhada (ANM), estar localizado no leito marinho. O poço é interligado à plataforma de produção através de dutos submarinos e umbilicais de controle. Nesse caso tem-se um duto para a produção do

37 19 poço e um para serviço (injeção de fluidos no poço, realizar circulação de fluidos nas linhas, etc). Outras características dos poços de completação molhada são que esses são perfurados por sonda de intervenção e conectados à plataforma de produção, sendo assim, a cada vez que seja necessária uma intervenção no poço faz se necessária que uma sonda de intervenção retorne ao mesmo. Nessa intervenção os equipamentos de segurança de poço, entre eles o blowout preventer (BOP) precisa ser descido até o leito marinho e assentado na cabeça do poço para permitir a realização das operações em segurança e evitar vazamentos indesejáveis para o ambiente externo. Para lâminas d água profundas, acima de 300 metros, esse é o tipo de completação mais comum de ser utilizada. Na produção de petróleo da bacia de Campos pela Petrobras o tipo de completação mais comum de ser utilizada é a molhada, visto as caraterísticas dos seus campos marítimos e a frequente utilização de plataformas do tipo embarcações semisubmersíveis, Figura 16, e navios FPSOs (Floating Prodution Storage Offloading), Figura 17. Figura 16 - Plataforma do tipo semi-submersível Fonte: PASQUALINO (2011)

38 20 Figura 17 - Plataforma do tipo FPSO Fonte: PASQUALINO (2011) 2.4 POÇOS SUBMARINOS Os poços marítimos de completação molhada recebem o nome de poços submarinos. Um desenho típico de um poço submarino pode ser visualizado na Figura 18.

39 21 S2 S1 X X W2 XO W1 ANM X X X M2 X X M1 BAP X DSSS POÇO Revestimento de produção Coluna de Produção X X X X X Packer X X X Figura 18- Desenho típico de um poço submarino PRINCIPAIS ELEMENTOS DOS POÇOS SUBMARINOS Os poços submarinos, conforme descritos no item anterior, possuem como principais elementos os seguintes itens: a) Sistema de cabeça de poço submarino (SCPS): é a primeira etapa do poço a ser construída e tem como uma de suas principais funções a de assentar os suspensores de revestimento das fases posteriores a serem perfuradas. Seus principais componentes são o alojador de alta e o alojador de baixa. Após a perfuração das primeiras fases do poço submarino e assentamento dos revestimentos é no SCPS que a base adaptadora de produção (BAP) é instalada;

40 22 b) Revestimentos: são os responsáveis por conferir resistência estrutural às paredes do poço de forma a evitar o seu colapso e, consequente, perda do poço; c) Coluna de produção (COP): é assentada na BAP 4 durante a completação 5 do poço e tem como objetivo conduzir os fluidos do reservatório até o conjunto BAP e ANM; d) Base adaptadora de produção (BAP): tem como principal objetivo permitir a interligação dos dutos de produção, serviço e umbilical de controle do poço à árvore de natal; e) Árvore de natal molhada (ANM): é o equipamento de controle do poço submarino, através do qual é possível realizar a abertura e fechamento do poço; f) Dispositivo de segurança de sub-superfície (DSSS): é um tipo de válvula de bloqueio instalada na coluna do poço e que fica assentado abaixo do leito marinho e tem como principal função fechar o poço em caso de falha catastrófica da ANM. O tipo mais comum é chamado de Downhole Safety Valve (DHSV). A seguir serão descritas cada parte do poço submarino, as principais funções de cada equipamento e suas características gerais SISTEMA DE CABEÇA DE POÇO SUBMARINO funções: O sistema de cabeça de poço submarino (SCPS) tem como principais a) assentar os suspensores dos revestimentos do poço; b) assentar a coluna de produção (em alguns poços essa pode ser assentada na BAP ou na ANM); 4 A COP é assentada na BAP para os poços completados com ANM vertical convencional. Para os poços completados com ANM-H (horizontal) a COP é assentada na própria ANM-H. 5 Completação: conjunto de operações realizadas no poço após a sua perfuração de forma a equipá-lo e torná-lo apto a produzir os fluidos do reservatório até a superfície.

41 23 c) assentar o BOP durante a fase de perfuração do poço; d) assentar a BAP. Na Figura 19 é possível ver um desenho típico de um SCPS. Os principais componentes do SCPS são: a) Alojador de baixa; b) Alojador de alta; c) Suspensores de revestimentos. A Figura 20 mostra os principais componentes de um SCPS. Os componentes a serem destacados são os componentes de vedação desse sistema que na sua grande maioria são sistemas que possuem vedação metal-metal e para classes de pressões tipicamente de psi podendo chegar a até psi. Esses componentes que promovem a vedação entre os revestimentos são chamados de pack-off, em inglês. Esses elementos irão compor o conjunto solidário de barreiras a ser estudado nesse trabalho. Nessa mesma figura é possível identificar os componentes que compõem o SCPS, inclusive os suspensores de revestimentos (casing hanger). Na Figura 21 é mostrada um SCPS típico no convés de uma sonda de perfuração antes de ser instalado. Na Figura 22 é apresentado o sistema de vedação metal-metal entre um suspensor de revestimento e outro e seus principais componentes de vedação e assentamento.

42 24 Figura 19- Desenho típico de um SCPS Fonte: Adaptado de PETROWIKI (2012) Figura 20 - Desenho de um SCPS e seus principais elementos Fonte: CAMERON (2011) Figura 21 - Foto de um SCPS no convés de uma sonda Fonte: CAMERON (2011)

43 25 Figura 22 - Principais componentes do sistema de vedação dos suspensores de revestimento Fonte: CAMERON (2011) REVESTIMENTOS Conforme apresentado anteriormente, os revestimentos têm como principal função conferir resistência estrutural ao poço para evitar o colapso de suas paredes, isolar as diferentes regiões do poço a fim de evitar que os gradientes de pressões existentes ao longo do mesmo causem o seu colapso. Os revestimentos são tipicamente compostos por tubos metálicos de aço carbono ou inoxidável, isso a depender da composição química dos fluidos contidos nas rochas que os mesmos atravessarem. Esses tubos são ancorados no SCPS e, na sua parte inferior, são fixados às paredes rochosas do poço através do preenchimento com cimento do intervalo entre o poço e os tubos do revestimento. O objetivo é isolar as

44 26 diferentes zonas que o poço atravessa sem permitir a passagem de fluidos 6. Na Figura 23 é possível visualizar o desenho de um poço de petróleo com seu revestimento e a cimentação ao longo do mesmo. Na Figura 24 temos o exemplo de uma má cimentação. Figura 23- Detalhe de um poço de petróleo com seu revestimento e sua cimentação Figura 24 - Exemplo de um poço de petróleo com detalhe para má cimentação Fonte: THOMAS (2004) Na Figura 25 é possível visualizar o desenho típico de um poço de petróleo e seus revestimentos que o compõem são eles: 6 O processo de fixação do revestimento no poço através do deslocamento de pasta de cimento é chamado de cimentação.

45 27 a) Condutor: é a primeira fase do poço perfurada e é a responsável por ancorar as demais fases do poço, geralmente é perfurado com broca de 36 polegadas e o condutor tem 30 polegadas, b) Revestimento de superfície: é a segunda fase do poço perfurada, geralmente é utilizada uma broca de 26 polegadas para a perfuração dessa fase e depois é assentado um revestimento de 20 polegadas. c) Revestimento intermediário: os tipos mais comuns são de 9 5/8 e 13 5/8 e é a penúltima fase do poço a ser perfurada, d) Revestimento de produção: é o revestimento que conecta o reservatório à SCPS e que formará o espaço anular do poço. Outro ponto importante dos revestimentos são as conexões utilizadas para unir um ao outro. Essas conexões em sua maioria são do mesmo material do revestimento ou possuem as mesmas características de forma que sejam aptos a operar com o fluido da rocha no qual eles atravessam e os fluidos que podem circular em seu interior. Figura 25 - Desenho típico de poço Fonte: GOOD (2011)

46 COLUNA DE PRODUÇÃO A coluna de produção é a responsável por conduzir os fluidos do reservatório à ANM. A coluna de produção pode ser assentada na BAP ou na ANM nos casos de ANM horizontal. A coluna é formada por tubos metálicos que são conectados entre si por conexões roscadas. O material desses tubos é selecionado de acordo com a composição do fluido do reservatório e são projetados para que não haja interação química entre a coluna e o fluido de forma a causar corrosão. Dessa forma os principais aços utilizados em colunas de produção são: a) Aço carbono: utilizado em poços cujos reservatórios não possuem contaminantes, principalmente sulfeto de hidrogênio, H 2 S, e o dióxido de carbono, CO 2 ; b) Aço inoxidável: utilizados em poços que possuem contaminantes em seu fluido produzido principalmente H 2 S e CO 2 que em presença de água livre produzida pelo reservatório formam ácidos que causam a corrosão da coluna se esta não for de um material adequado a circulação desses fluidos. Entre as principais ligas utilizadas para fabricação de colunas pode-se citar: ligas de Cromo, ligas de Níquel e aços superduplex; c) Compósitos: com os recentes avanços da engenharia de materiais tem sido propostos materiais compósitos para a coluna de produção. Como característica fundamental desses materiais eles devem possuir uma alta resistência estrutural e serem resistentes à corrosão. Como exemplo pode-se citar os tubos de aço carbono com revestimento interno de compósito para garantir resistência a corrosão; Entre os principais componentes das colunas de produção pode-se citar: suspensor de coluna (tubing hanger), mandris de injeção química, mandris de gás-lift e packer.