UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE CENTRO DE TECNOLOGIA CURSO DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE PETRÓLEO ENGENHARIA DE PETRÓLEO

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1 UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO NORTE CENTRO DE TECNOLOGIA CURSO DE GRADUAÇÃO EM ENGENHARIA DE PETRÓLEO ENGENHARIA DE PETRÓLEO ELABORAÇÃO DE METODOLOGIA PARA OPERAÇÕES NO LABORATÓRIO DE ENGENHARIA DE POÇOS DE PETRÓLEO DA UFRN JOSÉ SILAS DOS SANTOS SILVA Novembro de 2017 NATAL, RN

2 JOSÉ SILAS DOS SANTOS SILVA ELABORAÇÃO DE METODOLOGIA PARA OPERAÇÕES NO LABORATÓRIO DE ENGENHARIA DE POÇOS DE PETRÓLEO DA UFRN Trabalho apresentado ao Curso de Engenharia de Petróleo da Universidade Federal do Rio Grande do Norte como requisito parcial para a obtenção do título de Engenheiro de Petróleo. Orientador (a): Dr. Edney Rafael Viana Pinheiro Galvão Novembro 2017 NATAL, RN ii

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4 SILVA, José Silas dos Santos. Elaboração de Metodologia para Operações no Laboratório de Engenharia de Poços de Petróleo da UFRN f. TCC (Graduação) - Curso de Engenharia de Petróleo, Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Natal, Brasil, Palavras-Chaves: Engenharia de Poço, Equipamentos, Laboratório. Orientador: Prof. Dr. EDNEY RAFAEL VIANA PINHEIRO GALVÃO RESUMO A Engenharia de Poço é uma ciência relativamente nova se comparada a outras engenharias, porém sua evolução se deu de maneira bastante acentuada, e isso se refletiu no constante aperfeiçoamento dos seus equipamentos. O presente trabalho mostrará um pouco dessa evolução e os principais equipamentos utilizados nas operações envolvendo poços de petróleo, sendo a pesquisa feita com base em monografias, dissertações de mestrado, teses de doutorado e livros relacionados. Abordará também a respeito da elaboração de estratégias para operações no Laboratório de Engenharia de Poços de Petróleo da UFRN, que acomodará equipamentos dessa engenharia. Para isso, foram desenvolvidas planilhas no Excel que auxiliam no cadastro e na criação de códigos de identificação para esses equipamentos. Foi sugerido um procedimento para o manuseio dos equipamentos assim como a permanência de pessoal no laboratório de maneira segura sempre. Ainda pensando na segurança e também no melhor aproveitamento do espaço físico, um layout de como os equipamentos serão dispostos no laboratório foi sugerido. Foi observado que os equipamentos presentes no laboratório precisavam de um mínimo de manutenção, por isso foi solicitada à Superintendência de Infraestrutura da UFRN a revitalização desses equipamentos. O procedimento para realizar essa solicitação é mostrado neste trabalho. Além disso, foram criados exemplos de QR Codes guardando informações sobre cada equipamento, o que pode tornar a interação com os visitantes mais interessante. iv

5 SILVA, J. S. dos S.. Elaboração de Metodologia para Operações no Laboratório de Engenharia de Poços de Petróleo da UFRN f. TCC (Graduação) - Curso de Engenharia de Petróleo, Universidade Federal do Rio Grande do Norte, Natal, Brasil, Keywords: Engineering of Oil Well, Equipment, Laboratory. Tutor: Prof. Dr. EDNEY RAFAEL VIANA PINHEIRO GALVÃO ABSTRACT The Engineering of Oil Well is a science relatively new compared to others engineering, however your evolution occurred in an intense way, this evolution was reflected in the improvement of equipment. The present work will show a little of this evolution and the main equipment used in well operations, this research was made through information collected in scientific papers, monographs, books and master's degree dissertations and doctoral thesis, also will approach about development of strategies for activities in the Oil Well Engineering Laboratory of the Universidade Federal do Rio Grande do Norte (UFRN), where will be accommodated equipment of this engineering. For this, spreadsheets were developed in Excel that help in the registration and creation of identification codes for these equipments. Was suggested a procedure to the handling of the equipments as well as the permanence of people in the laboratory in a safe way always. Still thinking about safety an also the best use of physical space, it was suggested a layout of how the equipments will be arranged in the laboratory. It was observed that the equipments present in the laboratory needed a minimum of maintenance, so the UFRN Infrastructure Superintendence was requested to revitalize these equipments. The procedure to accomplish this request is shown in this paper. In addition, QR Code examples have been created that hold information about each equipment, which can make interaction with visitors more interesting. v

6 DEDICATÓRIA Dedico este trabalho à Dione Maria, minha mãe, por toda sua garra diante das muitas dificuldades enfrentadas até hoje, e que apesar de tudo isso cuidou de mim e de meus irmãos sem fraquejar em um só momento, nos guiando sob uma base de valores como justiça, honestidade e empatia, que ajudaram a construir meu caráter. Que esse seja apenas um dos muitos objetivos conquistados para ela. vi

7 AGRADECIMENTOS Primeiramente, agradeço a Deus pela oportunidade de viver nesse mundo que, embora por muitas vezes seja hostil, vale a pena se soubermos perceber e absorver as coisas boas que realmente importam. Agradeço a minha família, pois sem ela não teria estrutura, força, nem inspiração para chegar até aqui, nada disso teria sentido sem minha família, sempre estiveram comigo nos bons e principalmente nos maus momentos, e isso não tem preço, só tenho a agradecer, principalmente a Dione Maria, minha mãe, pois os melhores ensinamentos que recebi vieram dela e a Idalmir Félix por ser um grande pilar estrutural na vida de minha família. A meus tios e tia que moram no interior do RN (Lagoa Nova), Francione Clementino, Ricardo José dos Santos e Raimunda Maria dos Santos, pelo apoio e incentivo que me serviram de inspiração para seguir em frente nos estudos. A todos os meus amigos que fizeram ou não parte da graduação, em especial ao Tcholes (Augusto Cezar, Alysson Diniz, Ibson Alberto, Sidney Souza, Yllan Gurgel), a Kezauyn Miranda, Marina Lopes, Kézia Melquiades, Irlane Larissa, Dan Souza, por toda a ajuda e apoio, pelos ensinamentos e aconselhamentos que me ajudaram em alguns momentos que pensei em desistir. Obrigado por todos os momentos divertidos dentro ou fora da UFRN, e não foram poucos. O carinho presente que foi construído ao longo do tempo acabou por fazer de vocês uma extensão da minha própria família. A Universidade Federal do Rio Grande do Norte, por fornecer as ferramentas e estruturas necessárias para que eu pudesse realizar essa conquista. Aos Professores do Departamento de Engenharia de Petróleo que sempre ensinaram com excelência, demonstrando grande capacidade didática para repassar o conhecimento. Em especial, agradeço ao Professor Edney Rafael, meu orientador, por toda a paciência e disponibilidade para sanar minhas dúvidas, e ao Professor Gustavo Arruda por alguns esclarecimentos mesmo estando em ambiente de trabalho. Por fim, agradeço a todos que contribuíram direta ou indiretamente com minha formação. vii

8 SUMÁRIO 1 INTRODUÇÃO ASPECTOS TEÓRICOS PERFURAÇÃO SISTEMAS DE PERFURAÇÃO SISTEMA DE SUSTENTAÇÃO DE CARGA SISTEMA DE ELEVAÇÃO DE CARGA SISTEMA DE ROTAÇÃO TUBOS REVESTIMENTOS COLUNA DE PERFURAÇÃO BROCAS BROCA RABO DE PEIXE BROCA DE CONE CÓDIGO IADC PARA BROCAS TRICÔNICAS BROCAS DE DIAMANTE NATURAL BROCAS DE DIAMANTE SINTÉTICO CÓDIGO IADC PARA BROCAS DE CORTADORES FIXOS COMPLETAÇÃO SONDAS DE COMPLETAÇÃO TIPOS DE COMPLETAÇÃO COMPLETAÇÃO SECA COMPLETAÇÃO MOLHADA COMPLETAÇÃO A POÇO ABERTO COMPLETAÇÃO COM LINER RASGADO COMPLETAÇÃO COM REVESTIMENTO CANHONEADO COMPLETAÇÃO SIMPLES COMPLETAÇÃO SELETIVA COMPLETAÇÃO DUPLA viii

9 2.2.3 EQUIPAMENTOS DA COMPLETAÇÃO EQUIPAMENTOS DE SUPERFÍCIE EQUIPAMENTOS DE SUB-SUPERFÍCIE TESTES EM POÇOS TESTES DE PRESSÃO EM POÇOS TESTE DE FORMAÇÃO MATERIAS E MÉTODOS CADASTRO DOS EQUIPAMENTOS MANUTENÇÃO SEGURANÇA TRANSPORTE QR CODE RESULTADOS E DISCUSSÕES LAYOUT DO LABPOÇO TAMPÃO DE FUNDO SAPATA FLUTUANTE BROCA TRICÔNICA DE DENTES TUBOS DE PRODUÇÃO OVERSHOT SUSPENSORES CENTRALIZADORES CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ix

10 ÍNDICE DE FIGURAS FIGURA 2.1-SONDA DE PERFURAÇÃO ONSHORE (ESQUERDA) E OFFSHORE (DIREITA)... 6 FIGURA 2.2-MASTRO... 6 FIGURA 2.3-GUINCHO USADO EM SONDAS DE PERFURAÇÃO... 7 FIGURA 2.4-BLOCO DE COROAMENTO... 8 FIGURA 2.5-CATARINA AINDA NÃO INSTALADA MAS JÁ COM O GANCHO... 8 FIGURA 2.6-GANCHO QUE SERÁ ACOPLADO NA PARTE INFERIOR DA CATARINA... 9 FIGURA 2.7-ESQUEMA DO SISTEMA DE ELEVAÇÃO DE CARGAS... 9 FIGURA 2.8-MESA ROTATIVA FIGURA 2.9-KELLY FIGURA 2.10-MESA ROTATIVA E KELLY MONTADOS FIGURA 2.11-SWIVEL FIGURA 2.12-CONJUNTO SWIVEL, KELLY E MESA ROTATIVA FIGURA 2.13-TOP DRIVE FIGURA 2.14-MOTOR DE FUNDO FIGURA 2.15-POÇO REVESTIDO FIGURA 2.16-CONEXÕES DE REVESTIMENTO FIGURA 2.17-DRILL PIPE FIGURA 2.18-HEAVY WEIGHT DRILL PIPE FIGURA 2.19-DRILL COLARS (COMANDOS) FIGURA 2.20-ESTABILIZADORES, RETO E ESPIRALADO FIGURA 2.21-DRILLING JAR FIGURA 2.22-COLUNA DE PERFURAÇÃO FIGURA 2.23-BROCA RABO DE PEIXE FIGURA 2.24-BROCAS DE INSERTO COM UM, DOIS E TRÊS CONES FIGURA 2.25-BROCA TRICÔNICA DE DENTES FIGURA 2.26-CALCULADORA IADC FIGURA 2.27-BROCA DE DIAMANTE FIGURA 2.28-BROCA PDC E ESQUEMA DO ELEMENTO CORTANTE x

11 FIGURA 2.29-SONDAS DE COMPLETAÇÃO FIGURA 2.30-COMPLETAÇÃO A POÇO ABERTO FIGURA 2.31-COMPLETAÇÃO COM LINER RASGADO FIGURA 2.32-LINER RASGADO FIGURA 2.33-COMPLETAÇÃO COM REVESTIMENTO CANHONEADO FIGURA 2.34-COMPLETAÇÃO SIMPLES FIGURA 2.35-COMPLETAÇÃO SELETIVA FIGURA 2.36-COMPLETAÇÃO DUPLA FIGURA 2.37-CABEÇA DE REVESTIMENTO FIGURA 2.38-CABEÇA DE REVESTIMENTO INSTALADA FIGURA 2.39-CARRETEL DE ANCORAGEM FIGURA 2.40-ESQUEMA DE CARRETEL DE ANCORAGEM FIGURA 2.41-CABEÇA DE INJEÇÃO FIGURA 2.42-ESQUEMA DE CABEÇA DE PRODUÇÃO FIGURA 2.43-ÁRVORE DE NATAL MOLHADA FIGURA 2.44-ÁRVORE DE NATAL SECA FIGURA 2.45-EQUIPAMENTOS DE SUPERFÍCIE MONTADOS FIGURA 2.46-TUBOS DE PRODUÇÃO FIGURA 2.47-CONEXÃO EU FIGURA 2.48-ESQUEMA DO SUB DE PRESSURIZAÇÃO FIGURA 2.49-SUB DE PRESSURIZARÃO FIGURA 2.50-HYDRO-TRIP FIGURA 2.51-PACKER RECUPERÁVEL (ESQUERDA) E PERMANENTE (DIREITA) FIGURA 2.52-CANHONEIO TCP FIGURA 2.53-CANHONEIO A CABO FIGURA 2.54-PERÍODO DE FLUXO FIGURA 2.55-PERÍODO DE ESTÁTICA FIGURA 2.56-COLUNA DE TESTE FIGURA 2.57-TUBOS PERFURADOS FIGURA 3.1-PLANILHA GERADOR DE CÓDIGO xi

12 FIGURA 3.2-PLANILHA CADASTRO DE EQUIPAMENTOS FIGURA 3.3-PLANILHA SÁIDA DE EQUIPAMENTOS FIGURA 3.4-FILTRO DO EXCEL FIGURA 3.5-LUVA TRICOTADA PIGMENTADA, SAPARO DE AMARRAR E BOTINA FIGURA 3.6-PISO EMBORRACHADO FIGURA 3.7-CARRINHO PLATAFORMA FIGURA 3.8-TIPOS DE DIRECIONAMENTO PARA QR CODE FIGURA 3.9-INFORMAÇÕES EXIBIDAS NO QR CODE FIGURA 3.10-GEOMETRIA DO QR CODE FIGURA 3.11-GEOMETRIA DO "CENTRO DOS OLHOS" DO QR CODE FIGURA 3.12-QR CODE FINALIZADO FIGURA 3.13-FLUXOGRAMA DE ATIVIDADES FIGURA 4.1-MODELO 2D E 3D DO LABPOÇO FIGURA 4.2-QR CODE TAMPÃO DE FUNDO FIGURA 4.3-QR CODE SAPATA FLUTUANTE FIGURA 4.4-QR CODE BROCA TRICÔNICA FIGURA 4.5-QR CODE TUBO DE PRODUÇÃO FIGURA 4.6-QR CODE OVERSHOT FIGURA 4.7-QR CODE SUSPENSOR DE COLUNA FIGURA 4.8-QR CODE CENTRALIZADOR xii

13 LISTA DE TABELAS TABELA 2.1-GRAU DO AÇO TABELA 2.2-RANGE DOS REVESTIMENTOS TABELA 2.3-TENSÃO MÁXIMA ESCOAMENTO DRILL PIPE TABELA 2.4-RANGE DOS DRILL PIPES TABELA 2.5-CLASSES DOS DRILL PIPES xiii

14 CAPÍTULO 1 - INTRODUÇÃO 1

15 1 INTRODUÇÃO A perfuração de poços não é nenhuma novidade, casos desse tipo de atividade tem registro em várias partes do mundo e em épocas diferentes. Mesmo em tempos bastante remotos, as maneiras com que se perfuravam os poços continuou praticamente inalterada até metade do século XIX, quando teve início o que ficou conhecido como perfuração moderna com principal protagonista o Coronel Drake que deu o ponta pé inicial para essa grande revolução. A partir desse momento, as técnicas e equipamentos para tal fim evoluíram de maneira impressionante ao longo das décadas (MITCHELL & MISKA, 2011). A evolução foi tamanha, que naturalmente uma nova engenharia nasceu, hoje é conhecida como Engenharia de Poço, e continuou crescendo devido às necessidades e aos desafios encontrados na busca por petróleo para atender à demanda mundial. Assim, a Engenharia de Poço no patamar atual se tornou tão grande que se diversificou, sendo atribuído a ela toda operação ligada diretamente ao poço em si (MITCHELL & MISKA, 2011). Pode-se dizer que a Engenharia de Poço se divide em três principais agentes: a Perfuração de Poços, a Completação de Poços e os Testes em Poços. Cada um com seus próprios equipamentos e ferramentas pensadas para atividades específicas de campo para cada uma das fases envolvendo esses agentes da Engenharia de Poço. Todo esse desenvolvimento tornou Engenharia de Poço uma ciência multidisciplinar, abrangendo várias áreas do saber como química, matemática, física, geologia e geofísica (MITCHELL & MISKA, 2011). Com isso, conhecer os equipamentos e ferramentas utilizadas na prática pela Engenharia de Poços, e o funcionamento dos mesmos, é importante do ponto de vista do entendimento relacionado às operações que são realizadas diariamente nos poços. Visando melhorar esse entendimento, e sabendo que o processo de ensino-aprendizagem é mais eficiente quando a teoria é aliada à prática, o Laboratório de Engenharia de Poços de Petróleo (LABPOÇO), localizado no Complexo Tecnológico de Engenharia (CTEC) da Universidade Federal do Rio Grande do Norte (UFRN), ajudará nesse ponto pois irá abrigar ferramentas e equipamentos adquiridos por meio de doações vindas diretamente da indústria. Desse modo, os discentes do Departamento de Engenharia de Petróleo (DPET), poderão ter contato direto com os equipamentos do LABPOÇO, diminuindo assim a distância entre o que se vê em sala de aula e o que se tem na prática. 2

16 O presente trabalho é composto por cinco capítulos, em que o primeiro mostra a introdução com uma visão geral do tema abordado. No capítulo dois os aspectos teóricos serão abordados, deixando claras as definições necessárias ao entendimento e quais os principais equipamentos da Engenharia de Petróleo. Já no capítulo três, as propostas de metodologia para o laboratório são descritas e são aplicadas no capítulo quatro. O capítulo cinco mostra as conclusões e recomendações baseado nos resultados do capítulo quatro. E por fim as referências bibliográficas utilizadas para construção deste trabalho são mostradas. OBJETIVO Para que isto seja possível e o LABPOÇO possa realizar suas atividades, será elaborada uma metodologia para operações nesse laboratório através da criação de um protocolo de identificação, organização e descrição dos equipamentos alocados nesse laboratório, sendo este o principal objetivo deste trabalho. Também serão apresentadas, neste trabalho, sugestões de como serão as atividades de gerenciamento de manutenção dos equipamentos do laboratório, bem como o apoio logístico de transporte/recebimento de novas aquisições, e tentar aproveitar o espaço físico disponível no laboratório da melhor maneira possível. 3

17 CAPÍTULO 2 ASPECTOS TEÓRICOS 4

18 2 ASPECTOS TEÓRICOS Será feita uma breve explanação da Engenharia de Poços, incluindo a completação passando pela perfuração, que é um dos principais atores dentro dessa engenharia, e testes em poços, saber também como e onde atua cada um deles, bem como fazer um breve histórico dessas atividades no mundo, no Brasil e no Rio Grande do Norte. 2.1 PERFURAÇÃO Finalizada a etapa de prospecção, chega a vez da Engenharia de Poço, que passará a efetuar todas as operações envolvendo perfuração, completação e testes em poços no geral. Começando pela perfuração, que pode ser realizada por mais de um motivo, como para confirmação dos dados geológicos, para delimitar a área do reservatório, para realizar testes de pressão, para se obter dados geológicos na prática, retirando amostras de rochas da subsuperfície, para injeção de algum fluído, e o principal motivo que é criar a conexão entre o reservatório e a superfície. Esse poço pode ser totalmente vertical ou pode ser um poço direcional (que possui alguma inclinação em relação à linha vertical), além disso esse poço pode estar localizado em terra (onshore) ou no mar (offshore). A seguir será falado um pouco sobre os principais equipamentos da perfuração vertical (THOMAS et al, 2001) SISTEMAS DE PERFURAÇÃO Seja qual for o motivo, a perfuração de um poço é feita com a Sonda de Perfuração, que pode ser onshore ou offshore (Figura 2.1), composta por muitos equipamentos divididos ou agrupados em sistemas, dos quais serão abordados os seguintes: Sistema de Sustentação de Cargas; Sistema de Elevação de Cargas; Sistema de Rotação; 5

19 Figura 2.1-Sonda de perfuração onshore (esquerda) e offshore (direita) Fonte: Sites Bomcobras e Subsea World News SISTEMA DE SUSTENTAÇÃO DE CARGA Esse sistema é responsável por resistir às cargas provocadas pelo peso das colunas de perfuração ou dos revestimentos, e é constituído pelo mastro, subestrutura e pela base mostrados na Figura 2.2 abaixo. O mastro é uma estrutura treliçada podendo ter 45 metros de altura para que possa ser possível realizar manobras com a coluna de perfuração ou com os revestimentos. A subestrutura é uma estrutura de aço montada acima da base, nessa estrutura é possível realizar tarefas como o engate de tubos da coluna de perfuração, por fim, a base é um espaço de concreto construído abaixo da subestrutura (ou seja, no chão), com o intuito de se instalar os equipamentos de segurança do poço (THOMAS et al, 2001). Figura 2.2-Mastro Fonte: Site Petronotícias (Adaptado). 6

20 SISTEMA DE ELEVAÇÃO DE CARGA Durante uma perfuração, tubos são retirados ou inseridos no poço o tempo todo, o responsável por fazer essa movimentação é o Sistema de Elevação de Cargas, tornando possível a entrada e saída de equipamentos, peças e/ou ferramentas como tubos de revestimento, coluna de produção entre outros. O sistema é constituído pelo Bloco de Coroamento (crown block), pela Catarina (travelling block), pelos Cabos de Perfuração (wireline, deadline ou fast line), pelo Guincho (drawworks), pelo Gancho (drilling hook), pela Bobina de Cabo de Aço (storage reel) e pela Âncora (deadline anchor). A seguir, será falado um pouco sobre cada componente desse sistema (PRASSL). O Guincho é basicamente um carretel onde é enrolado o cabo de perfuração, em que este dá várias voltas, inclusive se sobrepondo, em volta do tambor do guincho. Os equipamentos que passam pela sonda de perfuração são pesados, principalmente os tubos que possuem vários metros de aço, sendo assim, é necessário que o guincho possua um sistema de freio bastante eficiente para evitar acidentes, bem como um sistema de resfriamento, já que o atrito no momento da descida ou subida de tubos pode gerar calor, o ideal é que esse calor seja dissipado (PRASSL). A Figura 2.3 abaixo dá uma ideia melhor de como é esse equipamento. Figura 2.3-Guincho usado em sondas de perfuração Fonte: Site da empresa Kinglang Global Petroleum Inc. O Bloco de Coroamento é outro ponto por onde passam os cabos de perfuração, ele é um conjunto de polias fixo montado em linha em um eixo suportado por dois mancais de deslizamento, como mostra a Figura 2.4 a seguir. O bloco de coroamento fica instalado no topo do mastro ou torre suportando as cargas que lhe são empregadas (THOMAS et al, 2001). 7

21 Figura 2.4-Bloco de coroamento Fonte: Site UFRGS. A Catarina é outro membro desse sistema que possui polias assim como o Bloco de Coroamento, porém em uma quantidade um pouco menor. Junto com o Bloco de Coroamento, a Catarina promove uma redução nos esforços necessários para se movimentar os equipamentos de perfuração, já que os conjuntos das polias destes dois componentes fazem com que o Cabo de Perfuração dê várias voltas antes de retornar para a Bobina de Cabo de Aço. Isso resulta em uma diminuição na tensão presente no Cabo de Perfuração. Esse equipamento é mostrado na Figura 2.5 abaixo (MITCHELL & MISKA, 2011). Figura 2.5-Catarina ainda não instalada mas já com o Gancho Fonte: Site Torlins Services. Temos agora a Bobina de Cabo de Aço. Nada mais é que um equipamento onde o cabo de aço é armazenado de maneira que fique enrolado como um carretel de linha. Assim, temos o percurso completo do Cabo de Perfuração, sai do Guincho (onde o Cabo de Perfuração é chamado Fast Line), onde está enrolado da mesma maneira que na Bobina, passa pelo Bloco de Coroamento, desce para a Catarina e sobe novamente para o Bloco de Coroamento, alternando desse modo até que se tenha passado por todas as polias de ambos os equipamentos, momento em que o cabo desce para a Bobina (onde o Cabo de Perfuração é chamado Deadline) (MITCHELL & MISKA, 2011). O Gancho (Figura 2.6) é um dispositivo que é acoplado à Catarina, é onde efetivamente os equipamentos que precisam ser descidos ou retirados do poço são pendurados. O Gancho possui um sistema interno de amortecimento para que os impactos gerados, pela movimentação dos tubos por exemplo, sejam passados para a catarina (THOMAS et al, 2001). 8

22 Figura 2.6-Gancho que será acoplado na parte inferior da Catarina Fonte: Site da empresa Kinglang Global Petroleum Inc. Desse modo, o esquema completo do Sistema de Elevação de Cargas, composto pelos equipamentos citados, é mostrado na Figura 2.7 abaixo. Figura 2.7-Esquema do Sistema de Elevação de Cargas Fonte: PRASSL, p. 8. (Adaptado) SISTEMA DE ROTAÇÃO Esse sistema é de extrema importância, já que é através dele que a perfuração será propriamente feita. É formado por equipamentos que irão promover a rotação da coluna de perfuração, rotação essa que pode acontecer de maneiras diferentes. Em uma sonda de perfuração convencional, essa rotação é feita através da chamada mesa rotativa (Figura 2.8), que consiste em um equipamento instalado na plataforma acima da base (entre o guincho e a bobina de cabo de aço), que irá transmitir seu giro a um outro equipamento chamado kelly (Figura 2.9). O kelly é uma ferramenta que possui formato externo poligonal e será encaixado na mesa rotativa, e finalmente é introduzida a coluna de perfuração que receberá a rotação transmitida pelo kelly através da mesa rotativa. A Figura 2.10 nos dá uma noção de como é a montagem dos dois equipamentos (GABBAY, 2015). 9

23 Figura 2.8-Mesa rotativa. Fonte: Site Alibaba. Figura 2.9-Kelly. Fonte: Site Zhangjiakou. Figura 2.10-Mesa rotativa e kelly montados Fonte: Introduction Of Onshore Drilling, Presentation No.1, slide 32. Para finalizar essa maneira de rotacionar a coluna de perfuração, temos uma ferramenta chamada swivel (ou cabeça de injeção) instalada logo abaixo do gancho e antes do kelly. O swivel tem a função de separar os elementos que giram dos que não giram, no caso, acima dele os elementos não giram, e abaixo sim. A Figura 2.11 mostra somente o swivel e a Figura 2.12 mostra todos os equipamentos funcionando juntos (GABBAY, 2015). Figura 2.11-Swivel Fonte: Site Drilling mud system. 10

24 Figura 2.12-Conjunto swivel, kelly e mesa rotativa Fonte: Introduction Of Onshore Drilling, Presentation No.1, slide 32 (Adapatado). A necessidade de mais agilidade na perfuração fez o uso da mesa rotativa e o kelly diminuir bastante. Pois com esses equipamentos só é possível manobrar um tubo de cada vez, o que deixava a operação um tanto demorada, assim foram criados novos equipamentos que trazem a agilidade solicitada. Um deles é o top drive (Figura 2.13), que consiste em um equipamento instalado logo abaixo da catarina, é basicamente um motor que promove o giro diretamente no topo da coluna de perfuração, e com ele é possível fazer manobras com dois ou três tubos, acelerando o processo de perfuração (GABBAY, 2015). Figura 2.13-Top drive Fonte: Introduction Of Onshore Drilling, Presentation No.1, slide 33. Outro equipamento bastante utilizado hoje em dia é o motor de fundo, que também dispensa a mesa rotativa e o kelly. Seu entendimento é bastante simples, tem esse nome porque o motor é instalado logo acima da broca de perfuração e pode ser acionado pelo fluido de perfuração que passa por ele. A Figura 2.14 abaixo mostra um exemplo desse equipamento (GABBAY, 2015). 11

25 Figura 2.14-Motor de fundo Fonte: Site NUPEG-UFRN (Adaptado). Desse modo, o poço ganhará profundidade com mais ou menos rapidez, dependendo do equipamento utilizado para rotação. Porém, o poço por si só não pode ser deixado ao natural, alguns equipamentos são utilizados para deixar a perfuração mais segura, como será mostrado a seguir TUBOS Os tubos para indústria petrolífera são fabricados em aço, estão presentes em todas as fases de um poço de petróleo, na perfuração, na completação e nos testes, desempenhando papel fundamental, pois promovem não só o acesso aos fluidos como também a segurança para produzi-los como será mostrado a seguir REVESTIMENTOS Os revestimentos são tubos com uma determinada espessura de aço e são de fundamental importância na perfuração de poços. Impedem o desmoronamento das paredes do poço, bem como fazem o isolamento do poço de alguma formação que contenha fluidos indesejáveis à produção e também não deixa que os fluidos do poço entrem em contato com formações que possam ter aquíferos, por exemplo, evitando a contaminação dos mesmos (MITCHELL & MISKA, 2011). O processo de perfuração se dá por fases, que são definidas ainda no momento do desenvolvimento do projeto, e são perfuradas com brocas definidas também no projeto, onde 12

26 cada broca possuirá um diâmetro diferente, a depender do diâmetro do revestimento (MITCHELL & MISKA, 2011). O primeiro deles descido é chamado de revestimento condutor, que possui grande diâmetro (20``, 30``) e pode ser assentado por cavação, literalmente cravando o revestimento condutor no solo. Este primeiro revestimento serve apenas para sustentar os sedimentos não consolidados dos primeiros metros de profundidade, entre 10 e 50 m (FERREIRA 2015). A primeira fase é então perfurada e depois é descido o próximo revestimento, chamado de superfície, sendo assentado na faixa de 100 a 600 m, atravessando formações que ainda podem não estar bem consolidadas. Logo após, o revestimento intermediário é descido e assentado entre 1000 e 4000 m, com a finalidade mencionada anteriormente no início deste subcapítulo, podendo ocorrer a presença desse revestimento mais de uma vez em um mesmo poço (FERREIRA 2015). Por fim, é descido o revestimento de produção, assentado na profundidade final de projeto do poço, diâmetros comuns desse revestimento tem valores 13 3/8, 9 5/8, 7 e 5 ½ (FERREIRA 2015). O esquema com um exemplo de poço revestido é mostrado na Figura Figura 2.15-Poço revestido Fonte: MITCHELL & MISKA, 2011, p. 386 (Adaptado). Os revestimentos são fabricados segundo normas do American Petroleum Institute (API), os processos de fabricação regidos por essas normas conferem aos revestimentos características físicas de modo que possam suportar as condições de pressão e temperatura encontradas na subsuperfície. A nomenclatura para a especificação dos revestimentos é apresentada abaixo lb/ft N80 BT R3 13

27 O primeiro elemento diz respeito ao diâmetro nominal do revestimento, que segue rigorosos padrões de tolerância, sendo 12,5% a maior redução aceitável da espessura da parede do revestimento (MITCHELL & MISKA, 2011). O segundo é chamado de peso nominal, que nos dá uma estimativa do peso por unidade de comprimento do revestimento, incluindo também a conexão. Já no terceiro elemento temos um código chamado grau do aço, composto por uma letra indicando o tipo de tratamento que foi realizado para fabricar esse revestimento, e o número indica a tensão limite mínima de escoamento, conforme a Tabela 2.1 (MITCHELL & MISKA, 2011). Tabela 2.1-Grau do aço Fonte: FERREIRA 2015, p. 26. O penúltimo elemento nos informa o tipo de conexão usada para unir os revestimentos entre si, no exemplo acima, BT quer dizer que a conexão tem rosca Buttress, podendo ser também XL (Extreme-Line), Round-Thread, Premium, entre outras, a seguir é mostrado, na Figura 2.16, o desenho esquemático de algumas dessas conexões (FERREIRA 2015). Figura 2.16-Conexões de revestimento 14

28 Fonte: MITCHELL & MISKA, 2011, p. 408 (Adaptado). O comprimento dos revestimentos também varia, a norma do API divide em três categorias, é isso que nos diz o último elemento, chamado range. No exemplo acima temos um revestimento de range 3 (R3), mas poderia ser R1 ou R2 (FERREIRA 2015). A Tabela 2.2 mostra os comprimentos de cada range. Tabela 2.2-Range dos revestimentos Fonte: FERREIRA 2015, p COLUNA DE PERFURAÇÃO No método rotativo usa-se torque e peso sobre a broca para se realizar a perfuração, atingindo grandes profundidades através dos vários tubos que são conectados uns aos outros. Se for utilizado o conjunto kelly-mesa rotativa, a coluna de perfuração vai ganhando comprimento, e o poço profundidade, pela adição de um tubo por vez, caso seja utilizado o top drive ou o motor de fundo, o processo é mais rápido, pois são usados três tubos por vez. O peso necessário para poder triturar as formações vem praticamente todo da coluna de perfuração, esta pode ser composta por mais de um tipo de tubo e por acessórios. O kelly é um dos componentes da coluna de perfuração, como esse equipamento já foi mencionado anteriormente no Sistema de Rotação, será abordado agora o restante dos componentes da coluna de perfuração DRILL PIPE Os drill pipes ou tubos de perfuração, são os tubos em maior quantidade na coluna de perfuração, sua principal função é dar comprimento a coluna de perfuração, e a conexão entre eles se dá pelo chamado tool joint, como mostrado na Figura 2.17 (MITCHELL & MISKA, 2011). 15

29 Figura 2.17-Drill pipe Fonte: Site Quora (Adaptado). As especificações dos drill pipes são semelhantes às dos revestimentos, inclusive a nomenclatura, como mostra o exemplo abaixo (MATHIAS 2016). 4 ½ 16,60 lb/pé Grau E EU Range 2 Premium Podemos perceber, assim como nos revestimentos, o diâmetro nominal, peso nominal, o grau do aço que o tubo foi fabricado e o range. Os diâmetros usuais de drill pipe estão entre 3 5/8 e 6 5/8, já o peso nominal, considerado baixo, fornece uma estimativa do peso por unidade de comprimento do drill pipe, incluído o tool joint (MATHIAS 2016). O código do grau do aço é composto apenas por uma letra, e indica a tensão máxima de escoamento suportado pelo drill pipe (MATHIAS 2016). A Tabela 2.3 abaixo mostra os diferentes códigos e suas respectivas tensões. Tabela 2.3-Tensão máxima escoamento drill pipe Fonte: MATHIAS 2016, p. 21. O API também divide o comprimento dos drill pipes em três categorias, onde o mais usual é o range 2, a tabela 4 abaixo mostra as três categorias (MATHIAS 2016). 16

30 Tabela 2.4-Range dos drill pipes Fonte: MATHIAS 2016, p. 22. Agora, diferente do revestimento, o API possui uma norma que especifica a tolerância do desgaste da espessura do drill pipe, classificando-os em classes identificadas por faixas colocadas no drill pipe. É feita uma verificação periódica nos drill pipes, e dependendo de sua classe será substituído (MATHIAS 2016). A Tabela 2.5 mostra a divisão dessas classes. Tabela 2.5-Classes dos drill pipes Fonte: MATHIAS 2016, p HEAVY WEIGHT DRILL PIPE (HWDP) A diferença entre o drill pipe é que o HWDP (Figura 2.18), ou tubos pesados, possuem a espessura de parede bem maior, considerado com peso intermediário. O motivo dessa diferença é a função do HWDP, que é usado com o objetivo principal de prover peso sobre a broca. Outra função do heavy weight drill pipe é dar, gradualmente, rigidez à coluna de perfuração, pois uma mudança brusca de rigidez ocasiona concentração de tensões, o que pode gerar ruptura na coluna (MATHIAS 2016). Figura 2.18-Heavy Weight Drill Pipe Fonte: Site DP Elite Canada LTD. 17

31 DRILL COLAR Os drill colars (DC), também conhecidos como comandos, são tubos com basicamente o mesmo objetivo dos HWDP, porém sua espessura de parede é bem maior, conferindo peso nominal considerado alto e possuem comprimentos ente 30 e 32 pés. Os principais (Figura 2.19) tipos são o DC liso e o DC espiralado, este último é fabricado com as espirais para que a chance da coluna ficar presa por diferencial de pressão seja menor, bem como facilitar a passagem do fluido de perfuração (LIRA, 2015). Figura 2.19-Drill Colars (Comandos) Fonte: LIRA 2015, p. 26. A especificação dos DC é composta apenas pelo diâmetro externo, diâmetro interno e pelo tipo de conexão (LIRA, 2015) ESTABILIZADORES Elementos tubulares de grande importância na perfuração, sua principal função é manter a coluna de perfuração centralizada, deixando os comandos longe das paredes do poço, evitando assim a prisão da coluna por diferencial de pressão, reduzem também a vibração transmitida à coluna de perfuração. Podem ser fabricados com palhetas retas ou espiraladas como mostra a Figura 2.20 (MATHIAS 2016). 18

32 Figura 2.20-Estabilizadores, reto e espiralado Fonte: MATHIAS 2016, p DRILLING JAR Ocasionalmente, ocorrem problemas durante a perfuração, como já mencionado, a coluna pode ficar presa devido a um diferencial de pressão elevado, bem como por outros motivos ou podem ocorrer outros problemas. Para o problema de prisão de coluna, é utilizado uma ferramenta chamada drilling jar, que armazena energia potencial, que será usada para solucionar esse problema. Existe três tipos de drilling jar, o mecânico, o hidráulico e o hidromecânico, porém o princípio de funcionamento é basicamente o mesmo, a energia armazenada é liberada de uma só vez, produzindo uma onda de choque que irá desprender a coluna de perfuração, por exemplo. A diferença é como essa onda de choque é produzida na ferramenta, sendo que o hidromecânico possui as duas (MATHIAS 2016). Na Figura 2.21 vemos uma foto real de um drilling jar. Figura 2.21-Drilling jar Fonte: Site TianHe Oil Group Huifeng Petroleum Equipament Co., Ltd. Para termos uma ideia da composição total da coluna, é mostrado na Figura 2.22 um esquema da coluna como um todo. 19

33 Figura 2.22-Coluna de perfuração Fonte: MITCHELL & MISKA, 2011, p BROCAS As brocas utilizadas na indústria do petróleo evoluíram bastante desde que o método rotativo começou a ser usado como principal método de perfuração, deixando o método percussivo quase em desuso. A evolução se deu principalmente no tempo de vida e no desempenho, de tal maneira que foi possível perfurar mais fundo, já que os reservatórios rasos não são mais tão frequentes (PLÁCIDO & PINHO, 2009). A broca é usada principalmente na perfuração, servindo de ferramenta de corte para adentrar nas formações rochosas de subsuperfície. Elas são classificadas em dois grandes grupos: brocas com ou sem partes móveis. Os principais representantes deste primeiro grupo são as brocas de cones, para o segundo são a broca rabo de peixe, a broca de diamantes naturais e a broca de diamante sintético (PDC). Veremos a seguir as características de cada uma delas seguindo uma ordem cronológica de criação e/ou utilização (PLÁCIDO & PINHO, 2009) BROCA RABO DE PEIXE As brocas rabo de peixe foram as primeiras desenvolvidas para utilização na perfuração rotativa de poços de petróleo, consiste numa ferramenta que possui aletas de aço que cavam a rocha e realizam cisalhamento ao rotacionar. Em sua estrutura encontra-se saídas de fluido 20

34 direcionadas para as aletas, deixando-as limpas e resfriando a broca. Atualmente seu uso está praticamente esquecido, tanto pela evolução das brocas e seus métodos de corte como também, e principalmente, devido à baixa resistência física da estrutura cortante, fazendo com que a troca da broca se tornasse frequente devido a essa curta vida útil. A Figura 23 mostra um exemplo dessa broca (PLÁCIDO & PINHO, 2009). Figura 2.23-Broca rabo de peixe Fonte: PLÁCIDO & PINHO, 2009, p BROCA DE CONE A broca de cone surgiu logo na primeira década do século XX, e até então, o método percussivo ainda era utilizado quando era preciso enfrentar formações mais duras que o normal. Com o avanço da tecnologia, novos materiais e novos meios de fabricação, as brocas de cone deram à perfuração rotativa condições de substituir a perfuração percussiva em muitas situações (PLÁCIDO & PINHO, 2009). Com o passar do tempo, a evolução dessas brocas se deu principalmente na sua estrutura cortante, uma dessas mudanças foi cobrir os dentes com uma liga de carboneto de tungstênio, algumas décadas depois foram desenvolvidos os insertos de carboneto de tungstênio que são mais eficientes para formações duras se comparados aos dentes, assim foi surgindo diversas variações dessas brocas, realizando combinações entre dentes ou insertos e a quantidade de cones que varia de 1 a 4, porém a mais utilizada é a broca tricônica (PLÁCIDO & PINHO, 2009). Ainda na metade do século XX, foi introduzido nas brocas de cone os jatos de broca, proporcionando a limpeza no fundo do poço, ajuda na deterioração da rocha, e resfriamento da broca, nas Figuras 2.24 e 2.25 a seguir podemos ver alguns exemplos de brocas de cone (PLÁCIDO & PINHO, 2009). 21

35 Figura 2.24-Brocas de inserto com um, dois e três cones Fonte: PLÁCIDO & PINHO, 2009, p. 14. Figura 2.25-Broca tricônica de dentes Fonte: PLÁCIDO & PINHO, 2009, p CÓDIGO IADC PARA BROCAS TRICÔNICAS Diante das muitas opções de brocas que surgiram ao longo do tempo, fez-se necessário a criação de um sistema que deixasse a nomenclatura de classificação padronizada. Foi o que fez a International Association of Drilling Contractors, seu sistema de classificação é utilizado no mundo inteiro e ficou conhecido como código IADC para brocas. O código IADC é composto por letras e números, que indicam informações como o tipo de estrutura cortante, formação e características mecânicas. O código contém quatro caracteres dispostos da seguinte maneira (BIT BROKERS INTERNATIONAL, 2015): D1 D2 D3 L4 Onde: D1: pode variar de 1 a 8, em que de 1 a 3 indica dentes de aço para formações moles, médias e duras respectivamente; já de 4 a 8 indica insertos para formações muito moles, moles, médias, duras e muito duras respectivamente; D2: é um tipo de complemento do dígito anterior no que diz respeito a formação; vai de 1 a 4 onde 1 indica formação macia e 4 indica formação dura; 22

36 D3: informa qual o tipo de rolamento que é utilizado pela borca, varia de 1 a 7, e seus significados estão mostrados abaixo: L4: este último é uma letra que indicará recursos adicionais da referida broca, podendo assumir o caractere A, R, C, S, D, X, E, Y, G, Z ou J; Uma empresa norte-americana desenvolveu uma ferramenta online que, ao entrar com os três primeiros dígitos do código IADC, mostra uma descrição da broca associada ao código informado, bem como uma estimativa da pressão de compressão que a bomba deve trabalhar. Há também, uma opção em que o usuário escolhe a pressão de compressão e a ferramenta informa qual ou quais bombas podem operar com a referida pressão. A Figura 2.26 mostra a captura da tela do site onde se encontra a ferramenta online. Figura 2.26-Calculadora IADC Fonte: Site Bit Brokers International BROCAS DE DIAMANTE NATURAL Sendo o diamante o material mais duro encontrado na natureza, logo projetos que pudessem aproveitar essa característica foram criados. Como na indústria metal-mecânica que somente com o uso de diamantes conseguiu cortar materiais extremamente duros com eficiência. O maior nível de dureza encontrado na Terra atribuído ao diamante começou a ser usado na indústria do petróleo em meados do século XX, onde o diamante era usado como incrustações inseridos na broca de perfuração (PLÁCIDO & PINHO, 2009). Com esse novo tipo de broca, foi possível perfurar formações extremamente duras que não eram ultrapassadas pelas brocas antes utilizadas. Apesar do sucesso dessas brocas nas formações duras, sua penetração é baixa comparada com as outras brocas, porém a rotação empregada na broca de diamante é bem mais alta que nas outras, utilizando um motor de fundo 23

37 para isso, na Figura 2.27 vemos um exemplo de broca de diamante (PLÁCIDO & PINHO, 2009). Figura 2.27-Broca de diamante Fonte: PLÁCIDO & PINHO, 2009, p BROCAS DE DIAMANTE SINTÉTICO A difícil extração do diamante e sua crescente demanda fez com que várias empresas e laboratórios investissem em projetos científicos para obtenção de diamante em laboratório. Após várias tentativas fracassadas, principalmente porque reproduzir as condições naturais da formação de diamantes requer equipamentos de altíssima capacidade, em 1955 o Grupo Diamond Team conseguiu o feito (PLÁCIDO & PINHO, 2009). Mas foi só por volta de 1976 que os diamantes sintéticos foram usados na indústria petrolífera, onde foram aplicados nas brocas de perfuração inserindo os diamantes como elementos de corte da broca, surgindo assim as brocas de diamante sintético (Figura 2.28), ou Brocas PDC (Polycrystalline Diamond Compact). A alta eficiência dessa broca tem feito seu uso ser difundido cada vez mais entre as grandes empresas do ramo de petróleo, seus elementos cortantes (diamante sintético) fragmentam a formação por cisalhamento (PLÁCIDO & PINHO, 2009). 24

38 Figura 2.28-Broca PDC e esquema do elemento cortante Fonte: PLÁCIDO & PINHO, 2009, p. 32 e p CÓDIGO IADC PARA BROCAS DE CORTADORES FIXOS Assim como para as brocas tricônicas, a International Association of Drilling Contractors desenvolveu um código semelhante para as borcas de diamante e PDC, com quatro caracteres, sendo o primeiro uma letra e os outros três são números, dispostos da seguinte maneira: A N1 N2 N3 O significado de cada caractere é tal como descreve Plácido e Pinho (2009) e é mostrado abaixo: A: identifica o tipo de corpo. S-Corpo de aço; M-Corpo de matriz; N1: Identifica a densidade dos cortadores, variando de 1 a 4 para brocas PDC e de 6 a 8 para brocas de diamante natural. N2: Identifica o tipo de cortador, onde para brocas PDC esse número varia entre 1 e 4, para brocas de diamantes naturais também varia entre 1 e 4. 25

39 2.2 COMPLETAÇÃO A etapa após a conclusão da perfuração denomina-se Completação, esse termo está associado a um conjunto de operações realizadas a fim de deixar o poço equipado com os equipamentos necessários para se produzir o óleo de maneira segurança e controlada. Tais equipamentos, tanto fora quanto dentro do poço, permitem, entre outras coisas, o isolamento de zonas e o controle de vazão SONDAS DE COMPLETAÇÃO As sondas de completação (Figura 2.29) são muito semelhantes às sondas de perfuração, são um pouco menores que as sondas de perfuração e possuem praticamente a mesma finalidade, fornecem estrutura necessária para realizar as operações de completação, no entanto, nem sempre são necessárias, pois as operações de completação podem ser feitas com a própria sonda de perfuração, o que acontece na maioria das vezes (SILVEIRA; PENNA, 2016). Figura 2.29-Sondas de completação Fonte: Site Prominas e Folha do Bico TIPOS DE COMPLETAÇÃO O tipo de Completação que será feita irá depender de alguns fatores como o ambiente em que está instalada a cabeça de poço, o tipo de revestimento utilizado e o número de completações realizadas no mesmo poço. Assim a Completação pode ser: Seca Molhada 26

40 A poço aberto Com liner rasgado Com revestimento canhoneado Simples Seletiva Dupla COMPLETAÇÃO SECA O nome faz referência ao local onde a cabeça de poço está instalada, assim, chama-se Completação Seca aquela em que a cabeça de poço é instalada na superfície. As vezes ocorrem certos equívocos como por exemplo chama-la de Completação Onshore, fazendo referência aos poços em terra, por tanto, em ambiente seco. Porém, não é bem assim, uma Completação pode ser seca mesmo que o poço esteja localizado no mar, pois a depender da profundidade da lâmina d água, é possível estender a cabeça do poço até a superfície, portanto sendo classificada como Completação Seca (SILVEIRA; PENNA, 2016) COMPLETAÇÃO MOLHADA Aqui é usada a mesma lógica da Completação Seca. Nesse caso, a cabeça de posso é instalada no fundo do mar, fato esse que agrava mais a operação, deixando-a bem mais complexa, sendo necessário a utilização de equipamentos mais sofisticados e consequentemente mais caros (SILVEIRA; PENNA, 2016) COMPLETAÇÃO A POÇO ABERTO Como o nome já dá a entender, esse tipo de Completação é feita sem a utilização de revestimento na zona produtora. A descida do revestimento e a cimentação são feitos somente até o topo da zona produtora, como mostra a Figura Também não é necessário fazer o canhoneio, tornando ela a mais barata das completações, além de proporcionar uma grande área aberta ao fluxo de fluido vindos do reservatório (SILVEIRA; PENNA, 2016). 27

41 Figura 2.30-Completação a poço aberto Fonte: SILVEIRA e PENNA 2016, p COMPLETAÇÃO COM LINER RASGADO Esse tipo de Completação (Figura 2.31) utiliza um tubo chamado Liner, que nada mais é do que um tubo que não tem seu comprimento estendido até a superfície como a maioria dos tubos de produção. Nesse caso específico de Completação, ele é rasgado propositalmente a fim de permitir o fluxo de fluido até a superfície. Essas aberturas feitas no Liner (Figura 2.32) são de tal modo que evita a passagem de grande parte dos grãos de areia que são produzidos junto com os fluidos (SILVEIRA; PENNA, 2016). Como a passagem do fluido já está inserida no próprio Liner, não é preciso fazer o canhoneio, nem é preciso também fazer a cimentação do Liner rasgado, fazendo com que haja uma economia nos gastos (SILVEIRA; PENNA, 2016). Figura 2.31-Completação com liner rasgado Fonte: SILVEIRA e PENNA 2016, p

42 Figura 2.32-Liner rasgado Fonte: Site Uniland Industry Group COMPLETAÇÃO COM REVESTIMENTO CANHONEADO Nesse caso, o poço fica completamente revestido e cimentado. Essa situação deixa o poço completamente isolado da formação, assim é necessário abrir caminho para ligar a formação com o fundo do poço, isso é feito através dos jatos explosivos que irão perfurar o revestimento, atravessar o cimento e chegar a formação, possibilitando o deslocamento dos fluidos contidos da rocha para o poço. A Figura 2.33 esquematiza esse tipo de completação (SILVEIRA; PENNA, 2016). Figura 2.33-Completação com revestimento canhoneado Fonte: SILVEIRA e PENNA 2016, p COMPLETAÇÃO SIMPLES A Completação simples é feita quando se planeja produzir apenas um intervalo de interesse de maneira independente e controlada, geralmente com apenas uma coluna de produção, como mostra a Figura 2.34 (SILVEIRA; PENNA, 2016). 29

43 Figura 2.34-Completação simples Fonte: SILVEIRA e PENNA 2016, p COMPLETAÇÃO SELETIVA Neste tipo de Completação (Figura 2.35) também é utilizado somente uma coluna de produção, a diferença é que ela possui equipamentos/ferramentas que permitem que seja produzido mais de uma zona de interesse, porém de maneira independente entre si, e cada zona é produzida uma de cada vez, permitindo controle dos fluidos que estão sendo produzidos (SILVEIRA; PENNA, 2016). Figura 2.35-Completação seletiva Fonte: SILVEIRA e PENNA 2016, p COMPLETAÇÃO DUPLA Provavelmente a Completação mais complexa a se fazer. Possibilita a produção simultânea de duas zonas de maneira controlada e independente, maximizando a produção do campo, contudo, uma das desvantagens desse tipo de completação é a maior probabilidade de ocorrerem problemas operacionais devido sua complexidade na utilização de diversos 30

44 equipamentos para que seja possível utiliza-la. A Figura 2.36 mostra como seria essa completação (SILVEIRA & PENNA, 2016). Figura 2.36-Completação dupla Fonte: SILVEIRA e PENNA 2016, p EQUIPAMENTOS DA COMPLETAÇÃO Diversos são os equipamentos utilizados na completação de poços de petróleo, os quais são divididos em dois grandes grupos: equipamentos de superfície e equipamentos de subsuperfície. Esses equipamentos são utilizados tanto para operações de completação de maneira geral, como em termos de segurança do poço. A seguir será feita uma breve abordagem sobre os principais equipamentos desses dois grupos EQUIPAMENTOS DE SUPERFÍCIE São os equipamentos instalados fora do poço e a maioria é utilizada para promover a produção segura dos fluidos provenientes do reservatório. Os principais, cabeça de poço e árvore de natal, serão abordados a seguir CABEÇA DE POÇO A cabeça de poço é formada por outros três equipamentos (Cabeça de revestimento, cabeça de produção e carretel de ancoragem) e tem por finalidade principal a alocação segura da coluna de produção bem como a instalação da árvore de natal. 31

45 CABEÇA DE REVESTIMENTO Esse equipamento é instalado no topo do revestimento de superfície, ficando responsável por suportar o peso de todas os tubos abaixo dele, dar apoio aos Equipamentos de Segurança de Cabeça de Poço (ESCP), bem como promove o acesso ao anular entre o revestimento de superfície e o revestimento descido em seguida (SOUZA, 2012). As Figuras 2.37 e 2.38, mostram alguns exemplos de cabeça de revestimento. Figura 2.37-Cabeça de revestimento Fonte: Site Alibaba. Figura 2.38-Cabeça de revestimento instalada Fonte: SOUZA 2012, p. 5 (Adaptado) CARRETEL DE ANCORAGEM O carretel de ancoragem vem logo depois da cabeça de revestimento e sua instalação só é necessária quando é descido revestimento intermediário entre o revestimento de produção e o revestimento de superfície (SOUZA, 2012). Suas principais funções envolvem fazer a adaptação de pressão de trabalho de cada fase do poço, promover a vedação além de permitir o acesso aos espaços anulares entre os revestimentos, bem como alojar suspensores de revestimento (SOUZA, 2012). 32

46 A diferença entre o carretel de ancoragem e a cabeça de revestimento é a presença de dois flanges no carretel, que podem ter características, como diâmetro e pressão de trabalho, diferentes (SOUZA, 2012). As Figuras 2.39 e 2.40 mostram exemplos de carretel de ancoragem. Figura 2.39-Carretel de ancoragem Fonte: Site Ecomechanics Fundição e Usinagem. Figura 2.40-Esquema de carretel de ancoragem Fonte: SOUZA 2012, p CABEÇA DE PRODUÇÃO A cabeça de produção (Figura 2.41 e 2.42) é uma pequena extensão do revestimento de produção, possui válvulas laterais que permitem o acesso seguro ao espaço anular entre a coluna de produção e o revestimento de produção, além de suportar o peso da coluna de produção e permitir a montagem do sistema de segurança para intervenção no poço (SOUZA, 2012). Figura 2.41-Cabeça de injeção Fonte: Site Grupo Micromazza 33

47 Figura 2.42-Esquema de cabeça de produção Fonte: SOUZA 2012, p. 24 (Adaptado) ÁRVORE DE NATAL O último equipamento de superfície é a árvore de natal, e na verdade trata-se de um conjunto de válvulas operadas remotamente (molhada ou offshore) ou não (seca ou onshore). Essas válvulas são de fundamental importância para uma produção eficiente e principalmente segura, onde cada uma irá exercer funções relacionadas principalmente ao fechamento do poço em alguma emergência e ao acesso do mesmo (SOUZA, 2012). Exemplo de árvore de natal seca e molhada estão apresentadas nas Figuras 2.43 e Figura 2.43-Árvore de natal molhada Fonte: Site Petrobras. Figura 2.44-Árvore de natal seca Fonte: SOUZA 2012, p

48 Desse modo, os equipamentos de superfície todos montados ficam dispostos como na Figura 2.45, onde 1-Cabeça de revestimento, 2-Carretel de ancoragem, 3-Cabeça de produção e 4-Árvore de natal. Figura 2.45-Equipamentos de superfície montados Fonte: SOUZA 2012, p EQUIPAMENTOS DE SUB-SUPERFÍCIE A maior parte dos equipamentos de completação encontra-se no interior do poço, e por esse motivo a chance de se deparar com algum problema é grande, tendo em vista que os equipamentos encontram-se sob condições de pressão e temperatura mais severas em relação às da superfície. Será abordado os principais equipamentos encontrados na sub-superfície TUBOS DE PRODUÇÃO (TUBING) A coluna de completação, assim como a de perfuração, é composta por vários tubos de aço conectados entre si até que se alcance o comprimento desejado. A coluna de completação irá conduzir os fluidos produzidos até a superfície, sendo esta sua principal função. Ela deve ser descida no poço através do revestimento de produção de modo que permita a instalação de ferramentas de elevação artificial (SILVEIRA; PENNA, 2016). A Figura 2.46 mostra algumas colunas de completação. 35

49 Figura 2.46-Tubos de produção. Fonte: Site Jin Blecha Photography. A maioria dos fabricantes de tubos de produção seguem o padrão de fabricação regido pela norma API 5CT (2005), indicando como principais especificações diâmetro externo (OD), diâmetro interno (ID), peso linear, conexão e upset (BELLARBY, 2009). As principais conexões utilizadas para tubos de produção estão listadas abaixo: EU (external upset); NU (non-upset); TDS (tubing double seal); Buttress (para colunas 5.1/2 ); VAM-ACE (Vallourec). A rosca mais utilizada dentre as listadas acima é a EU, que segue um padrão de fabricação definido pela norma API 5B (FERREIRA, 2009). Essa conexão está sendo mostrada na Figura Figura 2.47-Conexão EU Fonte: Site Anson SUB DE PRESSURIZAÇÃO (SHEAR-OUT) Esse equipamento permite tamponar temporariamente a coluna de produção, ele é instalado na exterminada da coluna e é constituído por sedes em seu interior (Figura 2.48), no geral três. Faz parte desse equipamento também esferas que são utilizadas em momento oportuno. 36

50 Figura 2.48-Esquema do Sub de pressurização Fonte: FERREIRA 2009, p. 43. O Shear-out mantem a coluna tamponada até determinado nível de pressão, que é calculado antes de sua instalação, ainda na superfície. Quando a pressão atinge o nível, a sede rompe e permite o fluxo através da coluna. Se for preciso tamponar novamente depois da sede já rompida, utiliza-se as esferas para fazer o bloqueio, como mostra a Figura 2.49 (FERREIRA, 2009). Figura 2.49-Sub de pressurizarão Fonte: FERREIRA 2009, p HYDRO-TRIP Possui exatamente a mesma função do Shear-out, irá tamponar a coluna de produção, porém com uma diferença, o Hidro-trip possui rosca também em sua parte inferior, podendo assim ser instalado em qualquer ponto da coluna de produção. Na Figura 2.50 vemos um esquema desse equipamento (FERREIRA, 2009). 37

51 Figura 2.50-Hydro-trip Fonte: FERREIRA 2009, p PACKER O Packer é um dos equipamentos mais conhecidos no ramo de poços de petróleo, possui grande importância, tendo como principal objetivo na completação promover o isolamento do espaço anular entre a coluna de produção e o revestimento, para que o fluxo de fluido ocorra somente pela coluna de produção (FERREIRA, 2009). Fica localizado próximo a zona produtora, seu assentamento é feito por diferencial de pressão, possui elementos de ancoragem chamados de cunhas, como também pinos de cisalhamento para assentamento, pinos de cisalhamento para desasentamento e elementos de vedação feitos de borracha. A depender do modelo, o Packer pode ser recuperado posteriormente, quando isso não é possível o Packer é chamado de permanente. Seu assentamento é feito por um cabo junto de uma ferramenta acionada eletricamente da superfície, promovendo o assentamento. Após deixar de ser útil, como não se pode recuperá-lo, então devese corta-lo e empurra-lo para o fundo do poço. A Figura 2.51 mostra um esquema de como é um Packer para os dois casos (FERREIRA, 2009). Figura 2.51-Packer recuperável (esquerda) e permanente (direita) Fonte: FERREIRA 2009, p. 50 e

52 CANHONEIO Na realidade, canhoneio é uma operação da completação que consiste em comunicar os fluidos do reservatório com o interior do poço e assim dar início à produção. Essa comunicação pode ser feita de mais de uma maneira, porém todas bem semelhantes. Basicamente é descido um canhão contendo cargas que serão liberadas por meio de um disparo, gerando uma explosão que fará as cargas perfurarem o revestimento, o cimento e penetrar na formação, criando assim o canal entre a formação e o poço. As duas principais ferramentas para essa operação são descritas a seguir (SILVEIRA; PENNA, 2016). O canhoneio pode ser feito com uma ferramenta chamada TCP (Tubing Conveyed Perforating) que é conectada na extremidade da coluna de produção (Figura 2.52). É então descida junto com a coluna até a posição da zona produtora, o canhão é disparado e inicia-se a produção. A ferramenta TCP é projetada de tal maneira que logo após o disparo, ela é desconectada da coluna de produção, indo para no fundo do poço (SILVEIRA; PENNA, 2016). A outra ferramenta é o canhoneio a cabo (Figura 2.53), consiste basicamente do mesmo princípio do TCP, porém o canhão é descido por dentro da coluna de produção através de um cabo até a zona produtora, onde é então acionado cumprindo o mesmo objetivo, porém podese puxa-lo de volta à superfície, contudo, o TCP possui maior poder de penetração (SILVEIRA; PENNA, 2016). Figura 2.52-Canhoneio TCP Fonte: SILVEIRA e PENNA, 2016, p. 37 (Adaptado). 39

53 Figura 2.53-Canhoneio a cabo Fonte: PERESTRELO 2014, p TESTES EM POÇOS Os investimentos feitos na indústria de petróleo sempre vêm acompanhados de grande risco, além de possuírem altos valores. Deste modo, desenvolver meios que possam justificar os gastos do investimento é essencial, os chamados testes em poços cumprem esse papel tendo como principal objetivo avaliar qualitativamente e quantitativamente uma jazida petrolífera, esses testes envolvem a obtenção de dados a respeito de alguns parâmetros como porosidade, vazão e pressão, os quais serão usados para decidir se a jazida será produzida comercialmente. A avaliação das formações fornece dados que possibilitam dimensionar o potencial produtivo da jazida, bem como obter previsões de produção. A avaliação acontece desde a prospecção geológica, durante a perfuração e continua na fase produtiva do poço, ou seja, abrange todas as fases da vida do poço. A seguir será falado sobre os dois principais testes realizados e seus principais equipamentos TESTES DE PRESSÃO EM POÇOS Inicialmente, um reservatório que esteja selado em seus limites externos terá, em qualquer ponto, a mesma pressão, chamada pressão estática original. A partir do momento em que o reservatório é comunicado com o poço, a pressão nas vizinhanças do poço diminui, pois cada vez mais se tem menos fluido no reservatório, e esse declínio de pressão se propagará por todo um reservatório depois de um longo período de tempo. Em um teste de pressão é feito justamente essa comunicação entre o reservatório e o poço, deixando o poço em produção por 40

54 um certo tempo, esse período é chamado de período de fluxo (SOUZA 2004), como mostra a Figura Figura 2.54-Período de fluxo Fonte: HORNE 1990, p. 14. Após o período de fluxo, o poço é fechado de modo a impedir o escoamento de fluxo até a superfície, porém no fundo do poço ainda há fluxo dos fluidos vindos do reservatório, pois a diferença de pressão ainda existe, ou seja, a pressão no fundo do poço irá aumentar até que entre em equilíbrio com a pressão do reservatório. A pressão medida no fundo do poço quando esse equilíbrio é atingido chama-se pressão média do reservatório, e o período o qual decorre até o equilíbrio é chamado período de estática (SOUZA 2004), representado graficamente na Figura Figura 2.55-Período de estática Fonte: HORNE 1990, p. 14. Os dois principais testes de pressão em poços são: Teste de produção: A característica principal desse teste é a abertura (período de fluxo) e o fechamento (período de estática) são feitos na superfície e os registradores são descidos a cabo por dentro da coluna. 41

55 Registro de pressão: registradores são descidos a cabo para obter pressões de fluxo e/ou estática, mas diferente do Teste de produção, não é medido vazão na superfície (SOUZA 2004) TESTE DE FORMAÇÃO É também conhecido como Teste da Coluna de Perfuração ou Drill Stem Testing (DST), e faz a avaliação da formação baseado em dados de pressão que ajudarão a confirmar a presença de hidrocarbonetos na formação (SOUZA 2004). Pode ser de dois tipos: Teste de formação a poço aberto: a ideia é realizar o teste antes de revestir o intervalo, podendo ser feito uma estimativa da capacidade de fluxo, além disso é possível identificar os fluidos presentes na zona de interesse antes de descer o revestimento de produção. Contudo, esse teste acaba sendo um pouco perigoso pelo fato de não estar revestido, assim as paredes do poço podem desmoronar deixando presa a coluna, assim esse teste deve ser realizado o mais rápido possível. Teste de formação a poço revestido: é um teste bem mais seguro que o teste a poço aberto, já que o intervalo de interesse é revestido, garantindo a segurança operacional do teste, assim pode-se executar o teste durante um período maior, obtendo assim os dados de pressão suficientes para alcançar os objetivos do teste. Um esquema da coluna de testes é mostrado na Figura

56 Figura 2.56-Coluna de teste Fonte: SOUZA 2004, p. 20. Cada um dos equipamentos instalados na coluna de teste tem um papel fundamental na coleta dos dados, a seguir será falado um pouco sobre esses equipamentos de acordo com a descrição de Souza (2004). Registrador mecânico de pressão externo: Constituído de uma unidade de pressão e de uma unidade de registro é capaz de registrar continuamente a pressão em função do tempo. O registrador é dito externo por registrar somente a pressão externa à coluna de teste. Tubos perfurados (Figura 2.57): Figura 2.57-Tubos perfurados Fonte: Site Alibaba. Obturadores (Packer) 43

57 Registradores de pressão interno inferior: É idêntico ao registrador externo, registrando, porém, as pressões por dentro da coluna de teste, abaixo da válvula testadora. Conjunto de válvulas: Operadas da superfície permitem a abertura ou fechamento da coluna de teste. Durante a descida da coluna a válvula de fundo evita a entrada de fluido na coluna de teste. Registrador de pressão acima da válvula: Idêntico aos outros registradores, registra a pressão acima da válvula de fundo. Válvula de circulação reversa (circulação no sentido do anular para o interior da coluna): Quando aberta no final do teste, conecta o anular com o interior da coluna de tubos, permitindo a remoção dos fluidos produzidos durante o teste. Coluna de tubos até a superfície. 44

58 CAPÍTULO 3 MATERIAIS E MÉTODOS 45

59 3 MATERIAS E MÉTODOS O LABPOÇO da UFRN localizado no CTEC, dispõe atualmente de alguns equipamentos vindos diretamente da indústria petrolífera, tais como sapata flutuante, suspensor de coluna e de revestimento, broca, pinos e luvas de conexão, tampão de fundo e ferramenta de pescaria overshot. A primeira ação a ser tomada quando da chegada de novos equipamentos (ou nesse caso, como já existem equipamentos no LABPOÇO, nos equipamentos presentes) é a identificação com o maior número de informações possíveis, e seu respectivo cadastro em uma planilha para fins de controle. Essas informações serão usadas para criação de um código que levará em conta informações como: onde normalmente é usado o equipamento (Completação, Perfuração ou Teste), a Classe e a Subclasse do equipamento, o Diâmentro (se houver) e o Dígito Verificador. O procedimento para realizar esse cadastro bem como as estratégias de logística de transporte e manutenção são descritos a seguir. 3.1 CADASTRO DOS EQUIPAMENTOS Objetivando um melhor controle das entradas e saídas que ocorrerão no LABPOÇO e para obter melhor organização, como mostra Chiavenato (2005), o cadastro dos equipamentos é fundamental. Sendo assim, os equipamentos serão separados por área, então é preciso saber se foi usado na Completação, Perfuração ou Testes em poços, serão divididos também em Classes e Subclasses. A Classe tem natureza mais abrangente e a Subclasse mais específica, por exemplo, Elementos tubulares seria uma Classe, enquanto que Drill pipe seria uma Subclasse. Essas informações serão previamente inseridas na planilha, listadas em colunas, junto de sua respectiva numeração que indicará a Classe, Subclasse etc. Como a maioria dos equipamentos da indústria petrolífera têm que acompanhar o formato do poço então a informação do diâmetro do equipamento é muito importante, essa informação entrará na planilha do Excel sem espaçamentos ou símbolos como /, ou seja, um diâmetro que normalmente é escrito 3 ¼, na planilha será digitado 314, caso o equipamento 46

60 não tenha geometria que lhe conceda um diâmetro, a entrada dessa informação deve ser feita inserindo 0 (zero) no campo destinado. Haverá também um número representativo da ordem de chegada ao laboratório, em que 1 significa primeiro, 2 significa segundo e assim por diante, esse número também será incluído no código do equipamento. Por último, com base nessas informações anteriores, será gerado um dígito verificador para fins de controle/autenticação. Esse dígito verificador será o último caractere do código, seu cálculo é baseado no método chamado Módulo 11. No Módulo 11, cada elemento do código é multiplicado por 2, 3, 4, 5 e assim por diante, a depender da quantidade de elementos do código. Os resultados dessas multiplicações serão somados, em seguida, o resultado dessa soma será dividida por 11, então o resto dessa divisão é subtraída de 11. No exemplo abaixo a ideia fica mais clara. Exemplo: Código: x2 + 6x3 + 2x4 + 8x5 + 7x6 = /11=10 com resto 8 Dígito verificador = 11-8 = 3 Como o uso do Excel, esse cálculo não é difícil de ser feito, por tanto, dentro da planilha, será realizado de maneira automática, precisando apenas que o usuário digite as informações necessárias, para o caso do LABPOÇO essas informações são as já descritas anteriormente, Classe, Subclasse etc. Para que esse cálculo seja feito de maneira automática, foi implementado uma função simples no Visual Basic do Excel, descrita abaixo. Function DigV(N1, N2, N3, N4) x = 2 * N1 + 3 * N2 + 4 * N3 + 5 * N4 y = x Mod 11 DigV = 11 - y End Function Onde, N1, N2, N3 e N4 são as informações de entrada, podendo ser alterada caso seja necessário aumentar o código, bastando apenas acrescentar mais variáveis, N5, N6 etc. Mod é uma função interna do Visual Basic que retorna o resto de uma divisão. 47

61 Assim, com o dígito verificador, será obtida uma forma de autenticar cada código, fornecendo uma identificação única e segura para cada equipamento. Para que esse código fique melhor visualmente, uma função também implementada no Visual Basic será utilizada nessa planilha. Esse código terá a função de juntar todos os números referentes ao código e separa-los por um delimitador (., /, - etc) que seja de preferência do usuário, desde que use o mesmo delimitador para todos os equipamentos de modo que o cadastro seja padrão. A função, feita por Marcos Rieper do site Guia do Excel, está descrita abaixo. 'Função que concatena dados de um range 'lrange = Intervalo de dados a concatenar 'lseparador = String de separador definido pelo usuário Public Function gfconcatenar(byval lrange As Range, Optional ByVal lseparador As String) As String Application.Volatile Dim lcel As Range If lrange Is Nothing Then gfconcatenar = "" Else For Each lcel In lrange If lcel.value "" Then If gfconcatenar = "" Then gfconcatenar = CStr(lCel.Value) Else gfconcatenar = gfconcatenar + lseparador + CStr(lCel.Value) End If End If Next lcel End If End Function 48

62 A Figura 3.1 mostra um print da planilha chamada Gerador de código, com as duas funções já implementadas, mostrando um exemplo de aplicação. Figura 3.1-Planilha Gerador de código Fonte: Elaborado pelo autor. Depois de gerado o código, deve-se copia-lo para a outra planilha chamada Cadastro de equipamentos (Figura 3.2), onde o cadastro será feito efetivamente. Ao copiar o código, o usuário deve cola-lo no campo destinado ao mesmo, porém, para isso deve-se ir até o botão colar da guia página inicial do Excel, e escolher a opção valores, deste modo será colado somente os números gerados pela função, ou pode também clicar no campo destinado ao código e pressionar simultaneamente as teclas Ctrl, Alt e V, será mostrado uma janela onde o usuário deverá escolher a opção valores e em seguida clicar em ok. 49

63 Figura 3.2-Planilha Cadastro de equipamentos Fonte: Elaborado pelo autor. Além do código, a planilha Cadastro de equipamentos terá um campo destinado à data de entrada do equipamento, a descrição do material, a origem e à observações que por acaso sejam necessárias. Ao completar essas informações, prossegue-se para o cadastro do próximo equipamento, começando novamente pela planilha Gerador de código, para que seja criado o código do equipamento e inserido na planilha Cadastro de equipamentos, onde serão inseridas as outras informações acima mencionadas, até que seja cadastrado todos os equipamentos. Pode haver também saída desses equipamentos, desse modo foi criada uma planilha simples para controlar essas saídas. Essa planilha chamada Saída de equipamentos, contará com o campo de código do equipamento, de data de saída, de data prevista para devolução, do motivo da saída, que pode ser por motivos de manutenção ou simplesmente para exposição em sala de aula solicitado por algum professor do departamento, terá um campo também para o nome do responsável e seu contato (telefone e/ou ), observações, data da devolução e status indicando a confirmação da devolução preenchido com ok. A Figura 3.3 mostra um exemplo com esses campos. 50

64 Figura 3.3-Planilha Sáida de equipamentos Fonte: Elaborado pelo autor. Será utilizado também, em todas as planilhas, um recurso do Excel chamado Filtro, o qual torna possível a exibição de dados conforme o usuário optar pelo que seja mais relevante naquele momento, por exemplo, o usuário pode querer visualizar somente os equipamentos que entraram em 2017, ou somente os equipamentos que estão com status ok de confirmação. É possível também, que o usuário faça uma pesquisa digitando o que se deseja encontrar, assim, através desse filtro será mais fácil encontrar ou controlar os equipamentos cadastrados no LABPOÇO já que no futuro o laboratório poderá alocar centenas de equipamentos. A Figura 3.4 mostra um exemplo de utilização desse filtro. 51

65 Figura 3.4-Filtro do Excel Fonte: Elaborado pelo autor. Após a identificação/cadastro, será feita uma avaliação para observar se o equipamento necessita de limpeza ou não pois esses equipamentos foram utilizados na indústria antes de ganharem um novo propósito neste laboratório podendo chegar sujos de óleo, graxa, ou mesmo apresentarem muitos pontos ferrugem, assim, caso seja necessário, os equipamentos serão enviados ao Departamento de Manutenção da UFRN, o procedimento para realizar essa manutenção é descrito a seguir. 3.2 MANUTENÇÃO Para que os equipamentos sejam revitalizados, é necessário que haja primeiro um pedido formal para utilização da Divisão de Manutenção (DIMAN), subordinada à Superintendência de Infraestrutura, ambos vinculados à UFRN, os quais são responsáveis por diversos serviços dentro do campus da UFRN, serviços como de infraestrutura, hidráulico, elétrico, pintura entre muitos outros. O requerimento é feito através do Sistema Integrado de Patrimônio e Administração de Contratos (SIPAC) pelo pessoal da Secretaria. Após o requerimento feito, aguarda-se uma resposta do DIMAN com o deferimento ou não do pedido. Feito isso e o requerimento deferido, o pessoal do DIMAN vem até o local para avaliar a logística de execução do serviço. 52

66 No caso do LABPOÇO, o requerimento para pintura dos equipamentos foi deferido, e o pessoal do DIMAN veio até o laboratório. Geralmente o DIMAN leva os equipamentos até suas instalações para executar o serviço de pintura, porém, como a maioria dos equipamentos do LABPOÇO são pesados, foi preferível que o DIMAN realizasse o serviço no próprio laboratório. Caso algum equipamento precise ser levado para manutenção, o registro de sua saída deve ser feito na planilha do Excel Saída de equipamentos, já mencionada em tópicos anteriores deste capítulo. Se isso ocorrer, um check list dos equipamentos deve ser feito quando voltarem da manutenção para conferir se todos realmente retornaram. 3.3 SEGURANÇA Tendo em vista os riscos à integridade física de quem frequentar o LABPOÇO, é fundamental a utilização mínima de Equipamentos de Proteção Individual (EPI), que são regulamentados pela NR6. Durante a permanência no LABOPOÇO, os ocupantes não poderão estar usando shorts, bermudas ou similares, o ideal é o uso de calça, bem como deverão usar calçados de segurança como Sapato de Amarrar, Sapato de Elástico ou Botina de Elástico os quais podem ou não ter reforço no bico, ou devem no mínimo usar calçados fechados, de modo que os membros inferiores fiquem com o mínimo de proteção contra equipamentos que porventura venham a cair, diminuindo o risco de acidentes graves. Já o manuseio dos equipamentos no LABPOÇO deve ser feito com muita cautela, tendo em vista que a maioria são equipamentos relativamente pesados. Sendo assim, é de grande importância que os equipamentos sejam manuseados com o uso de luvas. Ainda de acordo com NR6, a luva que melhor se encaixa para a situação do LABPOÇO é a Luva Tricotada Pigmentada, que proporciona maior firmeza ao tato, diminuindo o risco de queda de algum equipamento durante o manuseio e/ou transporte, bem como evita o contato direto com alguma substância química que possa estar impregnada no equipamento. A Figura 3.5 mostra alguns exemplos desses EPI s. 53

67 Figura 3.5-Luva tricotada pigmentada, saparo de amarrar e botina Fonte: Site Super EPI. Como medida de segurança, também seria interessante forrar o piso do LABPOÇO com uma camada emborrachada, proporcionando maior aderência nos pés de quem se movimentar no laboratório, diminuindo as chances de alguém escorregar e ocasionar algum acidente, principalmente na hora de manusear os equipamentos. Além disso, o emborrachado irá proteger o piso do laboratório contra choques mecânicos que por ventura venham a ocorrer, preservando assim a estrutura física do LABPOÇO e consequentemente do CTEC. Na Figura 3.6 podemos ver exemplos desse tipo de camada de borracha. Figura 3.6-Piso emborrachado Fonte: Site Real Tapetes e Leroy Merlin. 3.4 TRANSPORTE Aparentemente a melhor estratégia para o transporte de novos equipamentos, ou equipamentos que estão retornando, até o LABPOÇO é utilizar a entrada secundária do CTEC, visto que que lá também possui elevador, porém bem menos movimentado, além disso, a saída do elevador fica a poucos metros do LABPOÇO, facilitando o transporte desses equipamentos, 54

68 principalmente os mais pesados. De preferência utilizar carrinhos como o da Figura 3.7 para transportar os equipamentos até o elevador e do elevador até o laboratório, provavelmente disponibilizado pela administração do CTEC. Figura 3.7-Carrinho plataforma 3.5 QR CODE Fonte: Site Leroy Merlin O Quick Response Code (QR Code) é um código bidimensional criado no Japão como um tipo de revolução dos códigos de barra. Seu uso é bastante difundido no mundo todo, sendo utilizado por grandes empresas para divulgar produtos, promoções etc., mas hoje em dia pode ser utilizado por pessoas comuns de maneira gratuita (SILVA, 2013). Aqui no Brasil seu uso não é tão comum como em grandes países, um dos motivos é a dificuldade de obter a tecnologia necessária para usá-lo (smartphones, tablets etc.), assim não se tem um número de usuários grande suficiente para despertar o interesse dos empresários em aderir ao QR Code, embora isso esteja mudando gradualmente (SILVA, 2013). Um projeto bastante interessante feito no Rio de Janeiro utilizou QR Codes nos principais pontos turísticos da cidade em que os turistas podiam obter diversas informações sobre o ponto turístico apenas apontando seus celulares para o QR Code (SILVA, 2013). Pensando na versatilidade do QR Code, o LABPOÇO pode aproveitar essa tecnologia gratuita e criar tais códigos para os equipamentos alocados em suas instalações. Desse modo, ao invés de gastar material para produzir uma descrição de cada equipamento que fique visível no laboratório, bastaria apenas um QR Code que direcionaria o usuário a uma página na internet 55

69 que descreva o equipamento, ou para um documento que tenha essa descrição feita previamente, onde pode haver muitas outras informações a respeito do equipamento, inclusive fotografia, de onde ela veio, em profundidade era operada, curiosidades, entre outras coisas. No site chamado E-lemento é possível criar QR Codes gratuitamente, bastando o usuário fazer um cadastro simples, apesar de não ser obrigatório, é interessante fazê-lo pois com ele é possível acompanhar os acessos feitos em cada QR Code. A ferramenta online oferecida por esse site possibilita a criação de diferentes direcionamentos para o QR Code. Pode ser feito um redirecionamento que exiba somente um pequeno texto, uma URL como link para uma página da web, informações de um produto, redes sociais, entre outras opções como mostra a Figura 3.8. Figura 3.8-Tipos de direcionamento para QR Code Fonte: Site E-lemento. Escolhendo a opção Product, uma nova janela aparece com alguns campos que devem ser preenchidos. Informações como o Título do QR Code, o Nome do produto, Detalhes (onde será inserido todas as informações a respeito do equipamento), , URL do produto, 56

70 Telefone (esses três últimos campos não são obrigatórios) e por fim pode ser feito o upload da imagem do equipamento. Essa janela é mostrada na Figura 3.9. Figura 3.9-Informações exibidas no QR Code Fonte: Site E-lemento. Finalizada a parte de inserção das informações, a próxima janela mostra opções para o usuário montar a aparência estética do QR Code. É possível escolher dentre várias formas geométricas, bem como diversas cores, onde cada escolha é mostrada como uma prévisualização no canto esquerdo da janela, inclusive clicando em Background o usuário tem a opção de inserir um logotipo que ficará disposto no centro do QR Code, deixando-o com um certo nível de personalização. As Figuras 3.10 e 3.11 mostram algumas dessas opções mencionadas acima. 57

71 Figura 3.10-Geometria do QR Code Fonte: Site E-lemento. Figura 3.11-Geometria do "centro dos olhos" do QR Code Fonte: Site E-lemento. Basta agora clicar no botão Finalizar e o QR Code será gerado, mostrando na tela seguinte todos os QR Codes já criados pelo usuário bem como o número de acessos de cada QR Code como mostra a Figura

72 Figura 3.12-QR Code finalizado Fonte: Site E-lemento. A partir dessa janela o usuário pode excluir, editar ou fazer o download do QR Code criado. Outro site chamado QR Code generator também possui esse serviço e segue mais ou menos o mesmo procedimento do site anterior, com a mesma funcionalidade. Para que esse conjunto atividades apresentado até agora seja melhor visto como um todo, de uma perspectiva mais ampla, é apresentado um fluxograma das principais atividades sugeridas para o Laboratório de Engenharia de Poços de Petróleo, mostrado na Figura 3.13 a seguir. 59

73 Figura 3.13-Fluxograma de atividades Fonte: Elaborado pelo autor. 60

74 CAPÍTULO 4 RESULTADOS E DISCUSSÕES 61

75 4 RESULTADOS E DISCUSSÕES Neste capítulo, serão mostradas as aplicações das recomendações feitas no capítulo anterior, principalmente no que diz respeito ao cadastro e criação de códigos para os equipamentos que já se encontravam no LABPOÇO. Porém, será mostrado inicialmente, a proposta para o layout do LABPOÇO. 4.1 LAYOUT DO LABPOÇO O layout do LABPOÇO deve ser tal que permita a livre movimentação de pessoal e de equipamentos, de modo que o espaço seja ocupado da melhor maneira possível. Essa distribuição dos equipamentos não pode se tornar um obstáculo para a saída do laboratório, até mesmo por questão de segurança, assim, a saída deve ficar livre para se ter fácil acesso ao interior e exterior do LABPOÇO. Considerando que muitos dos equipamentos são pesados, estes serão alocados nas proximidades da entrada/saída do laboratório para evitar esforço excessivo na movimentação desses equipamentos. Os equipamentos mais pesados devem ficar preferencialmente nos níveis mais baixos das instalações do LABPOÇO (ou mesmo no chão), assim a chance de ocorrer algum acidente diminui. A fim de tentar aproveitar o máximo possível o espaço físico do LABPOÇO, sempre que possível, os equipamentos serão dispostos na posição vertical apoiados nas paredes do laboratório com algum suporte que o impeça de se movimentar nas laterais. Porém, a parede oposta a entrada do laboratório, por ser a de maior comprimento, deve ser reservada para os elementos tubulares de grande comprimento e que não possam ser dispostos na vertical. Para os equipamentos menores, estantes serão colocadas no centro do LABPOÇO paralelamente à de entrada do laboratório e sem tocar perpendicularmente nas outras paredes, formando dois corredores paralelos e dois perpendiculares à entrada, criando vias de movimentação necessárias ao manuseio de equipamentos e a movimentação de pessoas. Assim, esses equipamentos menores serão todos alocados nessas estantes deixando todas as paredes para os maiores. Os modelos 2D e 3D representativos do LABPOÇO são mostrados na Figura

76 Figura 4.1-Modelo 2D e 3D do LABPOÇO Fonte: Elaborado pelo autor. Na sequência do trabalho, será mostrado os códigos gerados para cada equipamento alocado no LABPOÇO até o momento, bem como seus respectivos QR Codes. 4.2 TAMPÃO DE FUNDO Tampão de fundo é utilizado na cimentação primária de poços. A finalidade é fazer a separação entre o colchão de lavagem (bombeado à frente) e a pasta de cimento (bombeado atrás). Possui uma membrana superior que, em consequência da elevação da pressão de bombeio, rompe quando o tampão de fundo atinge o colar retentor. Após o rompimento da membrana, a pasta de cimento passa a deslocar o colchão lavador, seguindo então para o anular até a conclusão da operação quando o tampão de topo atinge o tampão de fundo que está acima do colar retentor. O código de identificação criado na planilha para o tampão presente no LABPOÇO está mostrado abaixo assim como seu QR Code está apresentado na Figura 4.2. Figura 4.2-QR Code tampão de fundo Código P Fonte: Elaborado pelo autor 63

77 4.3 SAPATA FLUTUANTE A sapata flutuante é um acessório que, assim como a sapata guia, é instalada na extremidade do revestimento, e serve como guia para o mesmo. Porém, a diferença é que a sapata flutuante possui um mecanismo de válvula que promove o fluxo de fluido em uma única direção, assim o cimento que está sendo bombeado não consegue voltar ao interior da coluna, possibilitando a cimentação do anular. Abaixo é mostrado o código de identificação da sapata e na Figura 4.3 seu QR Code. Código P Figura 4.3-QR Code sapata flutuante Fonte: Elaborado pelo autor. 4.4 BROCA TRICÔNICA DE DENTES A broca tricônica de dentes que se encontra no LABPOÇO possui um diâmetro de 4 ½ polegadas, uma broca com esse diâmetro geralmente não é utilizada na perfuração. Ela provavelmente é usada em operações de workover ou de completação para fazer o condicionamento de revestimento, assim se houver alguma rebarba ao longo do poço ela será eliminada por essa broca, bem como as sujeiras que podem se acumular no fundo do poço, seja ela cimento, alguma peça metálica entre outras coisas que possam impedir o progresso da operação em andamento. O código de identificação para essa broca está mostrado abaixo e seu QR Code na Figura

78 Código C Figura 4.4-QR Code broca tricônica Fonte: Elaborado pelo autor. 4.5 TUBOS DE PRODUÇÃO Foi mandado ao LABPOÇO duas amostras de um tubo de produção, onde cortou-se dois pedaços desse tubo nas extremidades mostrando as conexões. Podemos ver que em uma delas temos apenas o pino, já na outra extremidade vemos, além do pino, a luva, já que as conexões nesses tubos de produção são feitas por pino-pino, então é necessário a utilização da luva, possibilitando a conexão efetiva entre os tubos. Percebemos também que esse tubo recebido é um tubo EU, que significa External Upside, quer dizer que o tubo possui um reforço em aço na sua parte externa, para que não haja perda de área de aço quando for feita a rosca, ou mesmo se houver perda, ela não influenciará na resistência mecânica do tubo. Na Figura 4.5 é mostrado o QR Code do tubo de produção bem como seu código de identificação. Código C Figura 4.5-QR Code tubo de produção Fonte: Elaborado pelo autor. 65

79 4.6 OVERSHOT O Overshot é uma ferramenta utilizada nas operações de pesca para peixes tubulares, em que seu sistema de agarramento é externo, ou seja, ele agarra o peixe por fora. A medida que o Overshot desce, com o auxílio da coluna de pescaria, vai sendo pocisionado em cima do peixe, que começa a penetrar na ferramenta de pesca, desse modo, o que ocorre é que na parte interna da ferramenta Overshot existem garras que irão aprisionar o peixe depois de alguns centímetros dentro da ferramenta, podendo assim ser tracionado de volta à superfície, liberando a continuidade das operações no poço. Código de identificação e QR Code (Figura 4.6) são mostrados abaixo. Código C Figura 4.6-QR Code overshot Fonte: Elaborado pelo autor. 4.7 SUSPENSORES O LABPOÇO recebeu alguns suspensores, com pequenas diferenças, mas a finalidade geral é a mesma. Primeiramente temos o suspensor de produção (coluna), o qual é utilizado principalmente na Completação ou quando é preciso fazer operações de Workover, onde a coluna de produção precisa ser instalada. Para essa instalação ser feita, a coluna de produção precisa ficar apoiada na cabeça de poço, o responsável por realizar essa função é o suspensor, então todo o peso da coluna será suportado por ele. O suspensor fica apoiado na cabeça de produção, que por sua vez possui uma reentrância que auxilia nesse apoio. Nesse suspensor há um pino na parte inferior onde será conectado a coluna de produção, desempenhando assim sua principal função. Porém, há uma função secundária exercida pelo suspensor que é de grande importância, além de suportar o peso da 66