resumo abstract y Marcelo Oliveira de Andrade

Transcrição

1 y Marcelo Oliveira de Andrade Desenvolvimento do módulo II do Campo de Espadarte: da concepção ao primeiro óleo /Module II development of Espadarte Field: from the conception to the first oil resumo Palavras-chave: o perfuração o completação o BCSS o Campo de Espadarte o intervenção em poço o válvula isoladora de formação o bomba centrífuga submersa submarina O principal objetivo deste trabalho é mostrar os principais desafios do processo de construção dos nove poços do desenvolvimento do módulo II do campo de Espadarte, concessão do Ativo de Produção Centro da Unidade de Negócios Bacia de Campos. Também serão apresentadas algumas novidades utilizadas no projeto, as ocorrências mais relevantes, os preparativos para o primeiro óleo e finalmente alguns resultados sobre os tempos de construção dos poços. abstract INSERIR KEYWORDS: o drilling o completion o BCSS o Espadarte Field o well intervention o formation isolation valve o electrical submersible pump The goal of the present article is to present the main challenges encountered in the construction of nine wells of module II of the Espadarte Field development project, a concession of the Center Production Asset of the Campos Basin Business Unit. Some innovations involved in the project will also be presented as well as some results concerning the time for the construction of the wells. (Expanded abstract available at the end of the paper). 305 o

2 o Desenvolvimento do módulo II do Campo de Espadarte: da concepção ao primeiro óleo Marcelo Oliveira de Andrade introdução O Campo de Espadarte é a segunda maior concessão marítima da Petrobras em área e está localizado na Bacia de Campos a aproximadamente 140km da costa da cidade de Macaé (RJ) em lâminas d água de 350 a 1.500m (fig 1 e 2). A unidade de produção FPSO Espadarte recebe a produção dos poços do módulo I do Campo de Espadarte desde agosto de 2000 e a unidade de produção FPSO Cidade do Rio de Janeiro começou a operar em janeiro de 2007 e recebe a produção dos poços do módulo II desse mesmo campo. O módulo II do Campo de Espadarte contempla nove poços: cinco produtores de óleo e quatro injetores de água. São oito poços horizontais e um direcional partilhado com um poço exploratório. Três poços injetores têm a configuração de revestimentos mais usual da Bacia de Campos com o intervalo horizontal equipado com gravel a poço aberto. Somente um dos poços injetores foi completado com frac-pack em poço revestido. Os cinco poços produtores diferem somente em relação ao método de elevação e ao revestimento de produção, pois três utilizam bomba centrífuga submersa submarina (BCSS) como método de elevação e dois utilizam gas lifting. A utilização de BCSS de alta potência instalada dentro do poço implica na utilização de revestimentos de produção de maiores diâmetros para permitir a instalação da bomba em seu interior. Nos poços submarinos de completação molhada, o uso de BCSS implica também na necessidade de uma válvula isoladora de formação (VIF) a Figura 1 Mapa da Bacia de Campos destacando a concessão de Espadarte. Figure 1 Campos Basin map and Espadarte Field. o 306

3 definições bomba centrífuga submersa submarina (BCSS): bomba centrífuga instalada dentro de poço submarino com completação molhada Figura 2 Mapa da concessão de Espadarte mostrando os três módulos e em destaque o módulo II. Figure 2 Modules I, II e III of Espadarte Field. fim de manter o nível do fluido de completação no poço nas intervenções futuras para troca da bomba. A VIF é uma válvula unidirecional (check valve) que permite o fluxo do reservatório para a coluna de produção, contudo não permite o fluxo da coluna de produção para o reservatório. A manutenção do nível de fluido de completação nas intervenções futuras para troca do conjunto de bombeio (BCSS) é imprescindível para garantir a sobrepressão necesssária (overbalance), evitar o fluxo indesejado do poço durante a intervenção e também para evitar o colapso do riser de perfuração. Dependendo das suas características e da lâmina d água, o riser de perfuração não pode ficar vazio devido ao risco de colapso do mesmo pela pressão hidrostática da água do mar. Uma das formas de se instalar um conjunto de bombeio no poço é alojá-lo dentro de tubos de revestimento e, nas extremidades superior e inferior desses tubos, acoplar tampas com rosca para permitir a conexão com a coluna de produção. Assim, a BCSS fica encapsulada dentro desses tubos de revestimento, doravante denominados cápsula. A cápsula passa a ser, então, um elemento integrante da coluna de produção. o óleo que vem do reservatório pela coluna de produção entra na cápsula pela sua tampa inferior, percorre todo o anular dos motores elétricos com a cápsula, entra na sucção das bombas, sai pela descarga, passa pela tampa superior da cápsula, sobe pela coluna de produção até atingir a árvore de natal, a linha e finalmente chegar à unidade de produção (fig. 3). completação inferior Cabo elétrico de potência da BCSS Revestimento 13 3/8 Bombas Motores Linha de injeção química + cabo elétrico do PDG TSR Coluna de produção 6 5/8 OD Cápsula 10 3/4 PDG + Mandril de injeção química MGL Válvula isoladora de formação Figura 3 Detalhe da coluna de produção mostrando a cápsula 10 3/4 OD da BCSS. Figure 3 Detail of tubing string showing the ESP capsule. 307 o

4 o Desenvolvimento do módulo II do Campo de Espadarte: da concepção ao primeiro óleo Marcelo Oliveira de Andrade completação inferior Os equipamentos de completação instalados dentro dos poços podem ser separados em duas ou mais partes inferiores e superiores dependendo do tipo de completação. As partes inferiores são aquelas que ficam definitivamente no poço. A completação inferior somente é removida caso algum de seus componentes vitais esteja danificado ou em caso de necessidade de intervenção no reservatório como, por exemplo, a troca ou a ampliação do intervalo produtor. A completação inferior promove o isolamento mecânico do reservatório durante as intervenções posteriores à completação que ocorrem no poço, como uma intervenção para troca da coluna de produção ou para troca de BCSS. A parte superior da completação, que são a coluna de produção e o suspensor de coluna, é conhecida como completação superior. Nos poços horizontais da Petrobras, é prática comum a instalação de uma cauda intermediária formada por tubos de produção cuja extremidade inferior encaixa e veda obturador (packer). No topo da cauda intermediária, fica instalado o mandril do tubing seal receptacle (TSR). A finalidade dessa cauda é possibilitar o posicionamento do mandril do TSR em uma região com inclinação aproximada de 55º de forma a permitir que, nas intervenções futuras, a standing valve possa ser instalada no topo do TSR com arame. Caso não fosse utilizado tal artifício, o TSR ficaria em uma região de elevada inclinação, o que inviabilizaria a instalação da standing valve no topo do TSR com arame. Nesses poços, a cauda intermediária e os equipamentos instalados no trecho horizontal, sejam tela, liner rasgado ou outro equipamento qualquer, constituem a completação inferior. standing valve É um tipo de válvula unidirecional (check valve) instalada com arame na completação inferior e que, em conjunto com a completação inferior, promove o isolamento do reservatório contra a entrada de fluidos e detritos durante as intervenções nos poços. Além disso, impede que o poço produza durante a intervenção, já que garante a manutenção do seu nível de fluido de amortecimento. Em poços equipados com BCSS, pode-se instalar uma standing valve na completação inferior antes da descida da coluna de produção com a BCSS, ainda na etapa de completação, e deixá-la lá durante a vida produtiva do poço a fim de garantir a manutenção do nível de fluido do poço nas intervenções futuras. Porém, dependendo da vazão esperada, esse artifício pode ser ineficaz devido ao risco de erosão da standing valve. Os poços equipados com BCSS no módulo II do Campo de Espadarte enquadram-se nessa situação. A vazão esperada excede em quase dez vezes a velocidade erosional calculada para a área de fluxo da standing valve. A solução da standing valve residente na completação inferior mais aplicável a poços de baixa vazão não atendia às premissas desse projeto, exigindo assim uma pesquisa de mercado para encontrar uma válvula substituta. Tal tipo de válvula é conhecida no mercado como válvula isoladora de formação (VIF). válvula isoladora de formação (vif) Nas intervenções com sonda em poços surgentes e/ ou de lâmina d água profunda, é preciso sempre garantir que o poço fique cheio com o fluido de amortecimento para conferir segurança operacional, minimizar os riscos de colapso do riser de perfuração e evitar danos ao reservatório. Em certos cenários poços em lâmina d água rasa, não surgentes para o fundo do mar e de baixa razão gás-óleo pode-se efetuar a intervenção mantendo-se o abastecimento do poço à baixa vazão com fluido de completação suficiente para garantir o nível estático de fluido no poço durante toda a intervenção. Durante uma intervenção para troca da coluna de produção em um poço não equipado com BCSS, descese uma standing valve com arame por dentro da coluna de produção até assentá-la em uma sede (nipple) existente na completação inferior. O packer da completação inferior juntamente com a standing valve assentada no nipple existente também na completação inferior isolam mecanicamente o reservatório permitindo a manutenção do nível de fluido de completação do poço durante toda a intervenção. o 308

5 Nos poços equipados com BCSS encapsulada, não é possível descer a standing valve antes do amortecimento do poço porque a BCSS impede a passagem da standing valve. tubing sleeve receptacle (TSR) O elo de ligação entre a completação inferior e a coluna de produção (ou completação superior) é o TSR. Ele é amplamente utilizado pela Petrobras e nada mais é que um elemento formado por duas partes principais: o mandril e a camisa. O mandril fica no topo da completação inferior e a camisa fica na extremidade inferior da coluna de produção. Quando a coluna é descida, a camisa veste o mandril e promove a vedação entre ela e o mandril. Além de trabalhar como elo de ligação entre a coluna de produção e a completação inferior, o TSR atua como junta de compensação dos efeitos térmicos de elongação ou de encurtamento da coluna de produção que ocorrem durante a vida útil do poço. No topo do mandril do TSR, que fica na completação inferior, é sempre enroscada uma sede, conhecida como nipple, cuja finalidade é possibilitar o assentamento da standing valve. Quando a coluna de produção é retirada, o packer da completação inferior e a standing valve assentada no nipple do topo do TSR impedem conjuntamente a entrada do fluido de amortecimento no reservatório. Isso garante o nível de fluido do poço e, conseqüentemente, a sobrepressão necessária para garantir a segurança operacional. Na figura 4 pode ser visto desenho esquemático de uma completação e, em destaque, o TSR. balanceio Como a coluna de produção tem que encaixar entre dois pontos fixos a completação inferior e a cabeça do poço é preciso realizar uma operação conhecida como balanceio. O objetivo dessa operação é determinar o comprimento exato de coluna de produção que deve ser instalado entre a cabeça do poço e a completação inferior. Caso esse comprimento seja maior do que o necessário, a camisa do TSR, que fica na extremidade inferior da coluna de produção, encaixa no mandril do TSR, que fica na completação inferior, mas o suspensor de coluna não encaixa na sua sede, que fica na cabeça do poço. Se ocorrer o inverso, ou seja, se o comprimento de coluna de produção for menor do que o necessário, o suspensor de coluna assenta na sua sede na cabeça do poço entretanto a camisa do TSR não encaixa no mandril do TSR. O balanceio é realizado descendo-se tubos de produção com comprimento total pouco menor que o necessário teórico. Após a descida dos tubos de produção, inicia-se a descida da coluna de assentamento constituída por tubos de perfuração (drill pipes) até o encaixe da Coluna de produção Camisa do TSR Standing valve Mandril do TSR Gás Óleo Água Figura 4 Esquema de uma completação simples mostrando a camisa e o mandril do TSR com a standing valve assentada no nipple do topo do mandril do TSR. Figure 4 Completion scheme showing TSR mandrel and TSR sleeve and a standing valve seated into the nipple of the TSR mandrel. 309 o

6 o Desenvolvimento do módulo II do Campo de Espadarte: da concepção ao primeiro óleo Marcelo Oliveira de Andrade camisa do TSR no mandril do TSR. Uma vez constatado o encaixe, aciona-se uma gaveta de tubos do blowout preventer (BOP) para marcar a pintura feita na coluna de perfuração antes da descida. Após a abertura da gaveta do BOP, a coluna de assentamento é retirada juntamente com a coluna de produção até que a marca feita pela gaveta do BOP na tinta fique acima da mesa rotativa. Comparando-se a posição da marca com a profundidade conhecida da cabeça do poço, chega-se ao comprimento necessário de coluna de produção. Depois de desconectar a coluna de perfuração utilizada no balanceio da coluna de produção, conecta-se então os tubos com os comprimentos necessários na coluna de produção para descê-la definitivamente. Para que se possa fazer esse ajuste, sempre são enviados para a sonda tubos de produção de vários comprimentos. perfuração dos poços Foram utilizadas quatro bases-torpedo para instalação do revestimento condutor, quatro revestimentos condutores foram jateados e o do nono poço, que foi desviado de um poço exploratório, também foi jateado na ocasião da sua perfuração. A basetorpedo gera economia no processo de construção de poços marítimos já que a instalação do primeiro revestimento, conhecido como revestimento condutor, é feita por um barco de manuseio de âncoras. De outra forma a instalação seria feita com sonda, cuja taxa diária é bem mais elevada do que a de um barco de manuseio de âncoras. A sapata do revestimento de superfície, que é o segundo revestimento descido no poço, ficou posicionada a aproximadamente 1.000m abaixo do fundo do mar em todos os nove poços, provendo resistência à fratura suficiente para a perfuração do poço piloto e depois do poço horizontal. Todos os nove poços foram construídos sem a utilização de revestimentos intermediários, foram utilizadas somente três colunas de revestimento em cada poço. Até a profundidade do reservatório, a litologia atravessada foi predominantemente folhelho, com algumas pequenas intercalações de calcilutito, conforme pode ser visto no quadro de previsões geológicas de um dos poços do projeto apresentado na figura 5. Em dois poços injetores e em um poço produtor, foram perfurados pilotos convencionais, onde todo o intervalo aberto (não revestido) foi abandonado com cimento após a perfilagem final a cabo. Esses pilotos foram perfurados com média inclinação, aproximadamente 50º, para possibilitar a perfilagem a cabo necessária para aquisição de informações não disponíveis em logging while drilling (LWD). A principal vantagem de tal tipo de poço piloto é a possibilidade de aquisição de maior quantidade de informações das rochas e dos fluidos nelas contidos. a maior desvantagem é o custo, já que após o término da perfilagem final, não se aproveita o trecho aberto (não revestido) do poço piloto no poço horizontal. Era o tipo de poço piloto mais utilizado na companhia até Os três pilotos mencionados foram perfurados com fluido à base água para não contaminar as amostras de óleo que precisavam ser coletadas na perfilagem final. Nos três poços, houve grande dificuldade para se descer os perfis a cabo devido ao calibre irregular dos poços, sendo necessário recorrer ao uso de perfis normalmente descidos a cabo instalados na extremidade da coluna de perfuração para poder perfilar os poços (operação conhecida como perfilagem tool pusher). A causa das anormalidades descritas não ficou claramente definida. Vale ressaltar que, apesar desses problemas, a perfuração de tais pilotos foi tranqüila, sem mais anormalidades. Os problemas ocorreram somente na perfilagem final. Em função desses problemas, houve uma positiva mudança de rumo. Os pilotos dos poços subseqüentes foram pilotos curtos, de alta inclinação, perfurados com fluido a base de óleo sintético (n-parafina) e sem perfilagem a cabo, apenas com LWD. A grande vantagem do piloto curto é o aproveitamento de quase todo o poço piloto no poço horizontal e a conseqüente redução de tempo e de custo para a construção do poço. Em todos os projetos de poços horizontais atuais da Petrobras, a engenharia de poços, em conjunto o 310

7 CRONO LITO PROFUNDIDADE OBJ AMOSTRAGEM LAMA cota (m) LITOLOGIA GENERALIZADA P REV. OU S C G P T FLUIDO PERFIS m C R E TA C E O M a a s t r i c h t i a n o TERCIARIO Fm Ubatuba Mb Geriba M Azul Fm Ubatuba Mb Geriba Fm Ubatuba Mb Tamoios (Ks) Fm Carapebus Ro x9m: / -3130m 3x3m: / -3312m /4-3271m Fase 3 : fluido sintetico ppg Fase 1 e 2 : água do mar convencional Fase 9 1/2 : fluido perflow 9.2ppg Fase 3 : perfilagem LWD : GR e resistividade. Fase 9 1/2 : perfilagem LWD : GR, resistividade, neutrao, densidade. Figura 5 Quadro de previsões geológicas de um dos poços do projeto. Figure 5 Lithologic column of one of project well. com as equipes de reservatório e de acompanhamento geológico das unidades de negócio têm buscado, sempre que possível, a perfuração do poço piloto de alta inclinação devido à significativa redução de custos no processo de construção de poços. Na figura 6 é mostrada a diferença entre os dois tipos de poço piloto e nela é possível se perceber a vantagem do piloto curto, já que sua trajetória acompanha a trajetória do poço horizontal. No caso do piloto convencional, todo o trecho em laranja é abandonado definitivamente com cimento logo após a perfilagem final a cabo. Em seguida, o desvio para a perfuração do poço horizontal é feito abaixo da sapata do revestimento, no caso da figura 6, do revestimento de 20. Já no caso do piloto curto, ou de alta inclinação, uma maior parte do piloto é aproveitada, já que somente o trecho em azul é abandonado definitivamente com cimento para em seguida se fazer o desvio para a perfuração do poço horizontal. A necessidade de se encapsular as bombas (BCSS) em revestimentos de 10 3/4 e alojar essas cápsulas dentro do revestimento de produção levou à análise de duas configurações de revestimentos para os três poços produtores que foram completados com BCSS. A primeira alternativa, exibida na figura 7, foi a utilização do revestimento de superfície de 13 5/8 OD 311 o

8 o Desenvolvimento do módulo II do Campo de Espadarte: da concepção ao primeiro óleo Marcelo Oliveira de Andrade Piloto curto Fundo do mar Comparação piloto curto x piloto convencional Piloto convencional Trecho horizontal Figura 6 Esquema exibindo a trajetória de um poço piloto convencional e de um poço piloto curto (ou de alta inclinação). Figure 6 Conventional an high inclination pilot well path. conjugado com um liner de 10 3/4 OD, ambos trabalhando como revestimento de produção. Como o revestimento 13 5/8 não seria recoberto por nenhum outro revestimento, ele ficaria exposto à rotação da coluna de perfuração desde o início da perfuração da fase seguinte à sua instalação até o final do poço. Sendo assim, tal alternativa foi descartada para se evitar o risco de desgaste do mesmo. Analisou-se a utilização de protetores de revestimento na coluna de perfuração e até mesmo a perfuração com motor de fundo para evitar o giro da coluna de perfuração. A segunda alternativa analisada, indicada na figura 8 e que foi a adotada foi a utilização de um revestimento de produção híbrido, 13 3/8 na porção superior e 10 3/4 na parte inferior, com a sapata posicionada no topo do reservatório. Os três poços produtores equipados com BCSS adotaram, então, a configuração de revestimentos 30 x16 x (13 3/ /4 ) x fase final horizontal 9 1/2. Nessa configuração de revestimentos, o revestimento híbrido de produção ficou exposto, somente, ao desgaste provocado pela coluna de perfuração durante a perfuração da fase final horizontal. Uma desvantagem dessa configuração é a pequena folga entre o revestimento 16 e o 13 3/8, o que aumenta o risco de obstrução do anular 16 x 13 3/8 durante as circulações e durante a cimentação do revestimento de produção. Outra desvantagem é a aquisição do conversor de roscas (XO) de 13 3/8 para 10 3/4 necessário 1ª Opção de revestimentos dos poços produtores equipados com BCSS m LA = 1350m Rev m (broca 17 1/2 ) Desvantagens Desgaste 13 5/8 (3600m) Alargamento fase III Liner m (broca 12 1/4 com alargador 14 3/4 ) Vantagens Menor custo Maior anular cápsula Final do 4600m Figura 7 Primeira alternativa de configuração de revestimentos analisada para os poços produtores equipados com BCSS. Figure 7 First casing configuration analyzed for the ESP wells. Telas 6 5/8 (broca 9 1/2 ) o 312

9 m LA = 1350m Rev m (broca 20 ) 2ª Opção de revestimentos dos poços produtores equipados com BCSS (a escolhida) Desvantagens Custo + elevado Anular da cápsula Anular do 13 3/8 Vantagens Poço + robusto Não tem alargamento Preservação do revest. de produção Figura 8 Segunda alternativa de configuração de revestimentos analisada para os poços produtores equipados com BCSS. Figure 8 Second casing configuration analyzed for the ESP wells. XO 13 3/8 x 10 3/4 Rev. 13 3/ m (broca 14 3/4 ) Final do 4600m Telas 6 5/8 (broca 9 1/2 ) para a transição de 13 3/8 para 10 3/4 que, por ser em metalurgia especial (C110) e em pequena quantidade, foi de difícil aquisição. A pequena folga entre os revestimentos provocou perda de circulação para a formação durante a cimentação do revestimento híbrido nos três poços que foram equipados com BCSS. Em um dos poços, a perda começou durante a descida do revestimento quando a sapata do revestimento estava a 500m do fundo e continuou até o final do deslocamento da pasta de cimento, ocorrendo em alguns momentos o retorno de apenas um décimo da vazão de bombeio. Nos outros dois poços, não foi constatada perda de circulação durante a descida do revestimento, apenas durante a cimentação. A qualidade da cimentação do revestimento de produção de todos os poços do projeto, tanto produtores como injetores, foi avaliada com ferramentas ultra-sônicas, e foi considerada boa, inclusive nos três poços que utilizaram revestimento híbrido nos quais ocorreu perda de circulação durante a cimentação do revestimento. Nos outros dois poços produtores, o revestimento de produção foi todo 10 3/4 OD (fig. 9). A configuração dos poços injetores, apresentada na figura 10, foi a mais usual da Bacia de Campos, 30 x 13 3/8 x 9 5/8 x fase final horizontal 8 1/2. Para determinar a direção e o módulo das tensões horizontais máxima e mínima, foi realizado microfraturamento a poço aberto, testemunhagem orientada e perfil imagem em um dos poços piloto. O objetivo principal da determinação das tensões horizontais in situ foi obter a direção que a água injetada seguiria caso a injeção precisasse ser feita com pressão acima da pressão de fratura. Além disso, os resultados também serviram para subsidiar a perfuração dos poços subseqüentes. O poço foi perfurado com trajetória em S, ou seja, ele foi verticalizado antes de atingir o reservatório, de forma a atravessá-lo verticalmente para possibilitar a interpretação dos resultados. Em poços inclinados, a obtenção das tensões horizontais, por meio das meto- LA = 1350m Rev. 16 Configuração de revestimentos dos poços produtores via gas lifting Rev m (broca 14 3/4 ) Telas 6 5/8 (broca 9 1/2 ) Figura 9 Configuração de revestimentos dos poços produtores via gas lifting. Figure 9 Casing configuration of gas lif wells. Final do 4600m 313 o

10 o Desenvolvimento do módulo II do Campo de Espadarte: da concepção ao primeiro óleo Marcelo Oliveira de Andrade Poços injetores m LA = 1350m Rev m (broca 17 1/2 ) Rev m (broca 12 1/2 ) Final do 4600 m Figura 10 Desenho esquemático da configuração de revestimentos dos poços injetores. Figure 10 Casing configuration of injectors wells. Telas 5 1/2 (broca 8 1/2 ) dologias atualmente disponíveis, é difícil e os resultados são pouco confiáveis. Assim que o reservatório foi constatado, a coluna de perfuração com broca de 12 1/4 foi retirada para que fosse realizada a testemunhagem orientada. Foram coletados 28m de testemunho orientado. Após a testemunhagem e antes do microfraturamento, foi corrido o perfil imagem para verificar a existência de fraturas naturais e/ou induzidas pela perfuração que pudessem ser confundidas com a fratura que seria induzida pelo microfraturamento. Após a descida da coluna de microfraturamento, o packer para poço aberto foi assentado no folhelho existente no topo do reservatório, a 35m acima do fundo do poço. De acordo com o comportamento das pressões de bombeio e das pressões de fundo de poço medidas pelos registradores de pressão, o microfraturamento foi realizado com sucesso. Porém, após a descida do perfil imagem para se comparar a imagem obtida pelo mesmo perfil antes do microfraturamento com a imagem obtida após ele não foi possível observar nenhuma fratura induzida no fundo do poço. É interessante observar que dos quatro métodos utilizados para se determinar o módulo e a direção das tensões in situ, dois indicaram a direção da tensão máxima no quadrante sudeste e dois no quadrante nordeste. A explicação mais plausível é que as tensões horizontais máxima e mínima devem possuir valores bem próximos. O primeiro método, análise do break-out, baseiase na deformação das paredes do poço que ocorrem na direção de uma das tensões horizontais. Tal deformação pode ser constatada pela análise do perfil cáliper corrido nos poços da área. O segundo método, conhecido como Velocity Anisotropy (Velan), foi feito em laboratório por meio da determinação da anisotropia acústica das ondas compressionais em plugs do testemunho orientado coletado no poço. O terceiro foi a análise da anisotropia acústica das ondas cisalhantes utilizando-se os perfis sônicos dipolares corridos nos poços da área. O quarto método, denominado Anisotropy Strain Recovery Test (ASRT), foi feito a bordo logo após a recuperação do testemunho orientado, utilizando-se um aparato específico que possibilita verificar a direção da expansão do testemunho em relação à marca feita pela faca do barrilete e, a partir daí, consegue-se determinar a direção das tensões mínima e máxima. completação dos poços Por se tratar de arenito não consolidado, não uniforme e com elevado teor de finos, todos os poços foram equipados com sistema de contenção da produção de areia que foram: telas premium e gravel a poço aberto nos oito poços horizontais e frac-pack no único poço não horizontal do projeto. A coluna de produção e seus acessórios utilizados nos poços produtores foi a L80 com 13% de cromo devido à presença de CO 2 no óleo da formação. A dos injetores foi L80 com 1% de cromo. o 314

11 Um dos desafios do projeto foi a escolha da válvula isoladora de formação (VIF). Quanto ao tipo de atuação, foram analisadas as válvulas de atuação automática e as de atuação mecânica. As de atuação automática independem de ferramenta específica para seu fechamento. Assim que o poço pára de produzir, a pressão hidrostática do fluido que estiver acima da válvula, associada à força de uma mola, promovem seu fechamento. Já as válvulas de atuação mecânica dependem de uma ferramenta que precisa passar por dentro dela mesma para acionar seu mecanismo de fechamento. Essa ferramenta fica na extremidade da coluna de produção e assim que a coluna é retirada, a ferramenta passa por dentro da válvula e promove seu fechamento. Deve ser lembrado que o amortecimento do poço em uma intervenção futura para a retirada da coluna para troca da BCSS deve ser feito após o fechamento da válvula isoladora de formação. Se tal ordem for invertida, o nível de fluido no poço pode descer até o nível estático e, dependendo do grau de depleção e das características permo-porosas do reservatório, o riser de perfuração pode se esvaziar e colapsar, o que é muito mais crítico em lâmina d água profunda, como é o caso do módulo II do Campo de Espadarte. Analogamente, na operação de amortecimento de um poço com elevação por gas lifting, a standing valve tem de ser assentada no nipple do mandril do TSR existente na completação inferior. As válvulas de atuação mecânica foram descartadas principalmente pelo fato de que seu fechamento somente poderia ser percebido após o destravamento e após a movimentação do suspensor da coluna de produção. Até o efetivo fechamento da válvula, o nível do poço poderia descer até o esvaziamento e o colapso do riser de perfuração. O reassentamento do suspensor de coluna para impedir ou para minimizar a descida do nível de fluido do poço poderia demorar devido à complexidade da operação e permitir o esvaziamento parcial ou total do riser de perfuração. A outra alternativa, que seria o fechamento do anular do BOP, também poderia não estancar a perda de fluido para a formação, já que seu fechamento teria que ser feito contra o cabo de elétrico da BCSS e contra o cabo do sensor de temperatura e pressão de fundo de poço (PDG) e da linha de injeção química. Sendo assim, foi escolhida a válvula non return valve (NRV), que, na época, tinha sido utilizada na Petrobras apenas em outros dois poços: um no campo de Jubarte e outro no Campo de Marimbá. As vantagens de fechar antes da movimentação do suspensor de coluna e de possuir mecanismo simples e com poucas partes móveis prevaleceram na escolha. Por outro lado, a existência da válvula na completação inferior impossibilita as seguintes atividades: passagem de flexitubo ou arame por seu interior, monitoramento do comportamento da pressão de fundo de poço (PDG) durante as paradas de produção (shut downs) e bombeio de fluidos para a formação (antiincrustante, por exemplo). Na figura 11 pode ser vista, à esquerda, a posição aberta e à direita, a posição fechada da válvula NRV. Quando aberta, o óleo passa pela sede do mandril interno e entra nos quatro furos existentes nele. Para fechá-la, o mandril da válvula desce quando a bomba é desligada devido à força da mola existente em seu mecanismo. Todos os poços produtores do projeto foram equipados com linha de injeção química para permitir a injeção de anti-incrustante na extremidade da coluna de produção a fim de prevenir as perdas de produção provocadas pelas incrustações. O FPSO Cidade do Rio de Janeiro possui unidade redutora de sulfato para possibilitar a injeção de água do mar no reservatório através dos quatro poços injetores com concentração máxima de 100ppm de sulfato. A linha de injeção química dos poços em conjunto com a unidade redutora de sulfato do FPSO visam impedir a formação de incrustações inorgânicas na coluna de produção dos poços produtores e as conseqüentes perdas de produção. A pedido da Petrobras, a linha de injeção química e o cabo elétrico do sensor de pressão e de temperatura de fundo de poço (PDG) foram fabricados em um único encapsulamento polimérico de seção retangular, sendo o módulo II do Campo de Espadarte o primeiro projeto a utilizar esse tipo de linha. 315 o

12 o Desenvolvimento do módulo II do Campo de Espadarte: da concepção ao primeiro óleo Marcelo Oliveira de Andrade Figura 11 Desenho da válvula NRV utilizada nos três poços equipados com BCSS. À esquerda, na posição aberta e à direita na posição fechada. Fonte: NRV Technical Brochure enviado pela Pumptools para a Petrobras. Figure 11 Non Return Valve, open at left and closed at right. Na figura 12 é indicado um corte da linha, à esquerda, o capilar de 3/8 OD para injeção do anti-incrustante, ao centro, o cabo elétrico de sinal do sensor de pressão e de temperatura de fundo de poço e à direita, o cabo de aço para reforço estrutural. A conexão da linha de injeção química na coluna de produção foi feita por meio do mandril de injeção química que é um dos acessórios da coluna de produção. Ele é similar a um mandril de gas lifting, porém possui externamente uma conexão para permitir o enroscamento do conector da extremidade inferior da linha de injeção química. Nos mandris de injeção química, foram utilizadas válvulas de gas lift de orifício. Tais válvulas permitem somente o fluxo do interior da linha de injeção química para dentro da coluna de produção, constituindo assim a primeira barreira contra a entrada dos fluidos da coluna de produção para dentro da linha de injeção química. Abaixo do suspensor de coluna (tubing hanger), foi instalada uma check valve para trabalhar como segunda barreira contra a entrada dos fluidos presentes na coluna de produção para o umbilical eletro-hidráulico submarino. Outro equipamento utilizado no projeto foi a união ajustável instalada embaixo do suspensor de coluna. Para melhor compreensão, pode-se considerar o suspensor de coluna como a tampa do poço. Portanto, tudo que é descido no poço tem de atravessar essa tampa. O suspensor já é fornecido com alguns furos para que cada elemento descido possa ser conectado ao seu respectivo furo. Porém, a conexão do suspensor de coluna é feita na coluna de produção através de rosca e nunca se sabe em que posição os furos do suspensor vão parar após o enroscamento total do suspensor na coluna de produção. A união ajustável (fig. 13) permite o giro do suspensor de coluna em seis saltos de 60º sem que a coluna de produção gire ao mesmo tempo. Dessa forma, facilita o alinhamento das linhas e cabos elétricos que vêm do poço com seus respectivos furos no suspensor de coluna. Vale lembrar que nos poços equipados com BCSS, além do cabo elétrico de potência dos motores das bombas, foi necessário passar pelo suspensor de coluna não só o cabo elétrico do sensor de pressão o 316

13 Figura 12 Seção do cabo elétrico do PDG integrado com a linha de injeção química. Figure 12 Downhole pressure and temperature sensor electrical cable integrated with the chemical injection line. e de temperatura de fundo de poço (PDG) como também a linha de injeção de anti-incrustante. Nos três poços equipados com BCSS, foi instalada abaixo do packer do gravel uma válvula esfera de atuação mecânica com a finalidade de isolar o trecho horizontal durante a retirada da cauda intermediária e durante a descida de uma coluna de trabalho (drill pipes) em caso de necessidade de realização de perfilagem de produção ou tratamento químico. A coluna de produção foi equipada com dois mandris de gas lifting, ambos com válvula de orifício, um abaixo e outro acima da cápsula da BCSS. O superior tem a finalidade de permitir a produção do poço por gas lifting no caso de falha da BCSS. Portanto, durante o período de espera da chegada da sonda para a troca da bomba, o poço pode continuar produzindo por meio de gas lifting, obviamente com uma vazão menor. O mandril inferior tem a finalidade de permitir o amortecimento do poço via circulação reversa antes da retirada da coluna de produção para troca da BCSS nas intervenções futuras. Nesse caso, será necessário substituir com arame a válvula de orifício que fica acima da BCSS por uma válvula cega para que a circulação reversa durante o amortecimento do poço se dê pela válvula de orifício instalada abaixo da cápsula da BCSS. Acima da cápsula da BCSS, foi instalado um nipple com a finalidade de possibilitar a instalação de um plug para permitir a retirada da capa (tree cap) da árvore Figura 13 Desenho da união ajustável utilizada nos três poços equipados com BCSS. Após correção com união ajustável Figure 13 Adjustable Union used in the three ESP wells. 317 o

14 o Desenvolvimento do módulo II do Campo de Espadarte: da concepção ao primeiro óleo Marcelo Oliveira de Andrade de natal molhada horizontal (ANMH) no caso de falha da válvula NRV. A retirada da tree cap da ANMH deve ser feita com duas barreiras mecânicas instaladas na coluna de produção e outras duas no anular. No anular, as duas barreiras são o suspensor de coluna e o packer. Na coluna de produção são a NRV com fluido de completação acima dela, com densidade suficiente para matar o poço, e o plug de produção do suspensor de coluna. Caso a NRV não vede, é possível se instalar um plug no nipple existente acima da cápsula da BCSS e possibilitar a retirada da tree cap da ANMH com duas barreiras de segurança tanto dentro da coluna como no anular. Na figura 14 é apresentado um desenho esquemático da completação dos três poços equipados com BCSS. equipamentos submarinos Os poços perfurados por sondas semi-submersíveis utilizam mundialmente apenas dois diâmetros de cabeça de poço: 16 3/4 ou 18 3/4. A escolha de um ou outro diâmetro leva em conta vários aspectos. Dentre eles, os mais relevantes são o diâmetro interno do BOP e do riser de perfuração da sonda que vai perfurar e completar o poço, o programa de revestimentos e o diâmetro do conector do equipamento que será instalado na cabeça do poço. Todos os nove poços do módulo II do Campo de Espadarte utilizaram cabeça de poço com diâmetro de 16 3/4. A escolha ampliou o leque de sondas sob contrato com a Petrobras, que podem intervir futuramente nesses poços. Tal escolha também facilitou os aspectos relacionados à logística e conferiu maior flexibilidade em relação à troca com outros ativos, pois a maioria dos projetos utiliza cabeça de 16 3/4. A maior utilização de cabeça de poço com diâmetro de 16 3/4 deve-se ao fato de que uma Suspensor de coluna Coluna de produção 6 5/8 Coluna de produção 6 5/8 MGL p/ GL de back-up Nipple DB 3,50 para instalação de plug em caso de necessidade Coluna de produção 6 5/8 BCSS encapsulada em tubos 10 3/4 Revestimento 13 3/8 TSR Coluna de produção 6 5/8 MGL para amortecimento do poço Mandril de Injeção Química (MIQ) Nipple DB 3,50 para teste do MIQ PDG NRV Revestimento 10 3/4 Válvula Esfera Mecânica Figura 14 Desenho esquemático da completação dos três poços equipados com BCSS. Figure 14 Completion scheme of the three wells equipped with ESP. Poço Aberto 9 1/2 Tela 6 5/8 sonda com BOP e riser de perfuração compatíveis com cabeça de poço 18 3/4 pode operar em um poço com cabeça de poço 16 3/4, mas o contrário não é verdadeiro, ou seja, sondas com BOP e riser de perfuração 16 3/4 não podem operar em poços com cabeça 18 3/4. Devido à configuração de revestimentos adotada nos cinco poços produtores, as cabeças utilizadas Final do poço o 318

15 neles não puderam ser super slender. Somente três injetores utilizaram cabeça super slender. O quarto não usou porque foi um desvio de um poço exploratório no qual não tinha sido usada cabeça super slender. A utilização de cabeça de poço super slender, aliada à utilização da base adaptadora de produção (BAP) drill through possibilita a perfuração com broca 12 1/4 e a descida do revestimento 9 5/8 após a instalação da BAP. Isso economiza uma manobra completa de BOP, já que a BAP pode ser instalada antes da descida do BOP. Antes da existência da cabeça de poço super slender e da BAP drill through, era preciso retirar o BOP após a instalação do revestimento de produção para descer a BAP, uma vez que nem a broca 12 1/4 nem o suspensor do revestimento 9 5/8 passavam pela BAP. Após a instalação da base adaptadora de produção o BOP tinha de ser reinstalado para possibilitar a perfuração da fase 8 1/2, a descida do sistema de contenção da produção de areia, da cauda intermediária e da coluna de produção. Nesse projeto foi utilizada BAP de três hubs nos poços que utilizaram árvore de natal convencional. Nos poços equipados com BCSS, a árvore de natal horizontal utilizada também foi de três hubs. O hub da BAP ou da ANMH é onde o módulo de conexão vertical (MCV) encaixa, possibilitando assim a interligação do poço com a unidade de produção. De uma forma simplista, o MCV é como se fosse o plug de um cabo de vídeo ou de áudio e o hub é o local onde ele encaixa. Existem sistemas de um e de três hubs. Nos equipamentos que possuem apenas um, as três linhas que interligam o poço à unidade de produção linha de produção, linha de gas lifting e umbilical eletro-hidráulico são conectadas em um único MCV e lançadas simultaneamente pelo navio lançador de linha. contudo, o aumento do comprimento das linhas provocado pelo avanço para águas cada vez mais profundas resultou em maiores cargas para os navios lançadores de linhas. Por essa razão, surgiram os sistemas com três hubs, cujas linhas são lançadas individualmente. Em tais sistemas, o navio lançador de linha faz o percurso do poço até a unidade de produção por três vezes, uma vez para cada linha, sendo que nos sistemas de apenas um hub, esse percurso é feito pelo navio apenas uma vez. Nas figuras 15 e 16 são mostradas BAP s de um e de três hubs respectivamente. O maior peso e as maiores dimensões são desvantagens dos sistemas com três hubs, o que é um inconveniente já que nem todas as sondas podem instalar equipamentos desse porte. Como as cabeças dos poços foram de 16 3/4 todas as BAP s e ANMH s também foram compradas com conector e tubing head de 16 3/4. Tubing head é a parte superior da BAP ou da ANMH onde o suspensor de coluna (tubing hanger) é assentado. Tal componente possui perfil externo padronizado mundialmente e conhecido como H4 para possibilitar a conexão do BOP da sonda de perfuração e completação. Além disso, não foram utilizadas árvores simplificadas (com menos válvulas) nos poços injetores para possibilitar mais flexibilidade de troca e também devido à pequena diferença de custo em relação às árvores de produção. Outro fator que merece comentários foi a opção por árvore de natal horizontal com tree cap preparada para intervenções leves (light workover), sem o uso do BOP de perfuração. O fator preponderante nessa escolha foi a possibilidade de amortecimento do poço antes da retirada da tree cap e da descida do BOP em uma intervenção futura para troca da bomba. A tree cap preparada para light workover possui válvulas que possibilitam o acesso à coluna de produção e ao anular do poço antes da instalação do BOP de perfuração. Nos três poços do Campo de Espadarte equipados com BCSS, as duas barreiras da coluna de produção durante a retirada da tree cap e a descida do BOP de perfuração são a válvula isoladora de formação com fluido de amortecimento sobre ela e o plug de produção do tubing hanger. em caso de falha da válvula isoladora de formação, é possível se instalar um plug através da tree cap no nipple existente acima da cápsula da BCSS. Se tais poços tivessem válvula de segurança de subsuperfície (DHSV), o 319 o

16 o Desenvolvimento do módulo II do Campo de Espadarte: da concepção ao primeiro óleo Marcelo Oliveira de Andrade plug de produção do tubing hanger e a DHSV seriam as duas barreiras no caso de falha da válvula isoladora de formação. o primeiro óleo Figura 15 BAP com um hub (situado na parte inferior direita da foto). Figure 15 Production Adapter Base with one hub. Em agosto de 2006, foi montada uma sala na UN-BC, conhecida como sala de guerra, com a finalidade de possibilitar um acompanhamento intensivo dos preparativos finais para o primeiro óleo. Foram enviados para Cingapura, em setembro de 2006, quatro engenheiros de petróleo, que hoje são fiscais do FPSO, a fim de fiscalizar as obras de conversão, em estágio final na ocasião. O coordenador do projeto e sua equipe passaram a trabalhar nesta sala. Diariamente, era emitido um boletim com cópia para a alta administração da Petrobras e para os membros do projeto. Utilizando-se o Google Earth, era incluído no boletim um mapa mostrando a posição diária do FPSO Cidade do Rio de Janeiro que navegava de Cingapura rumo ao Rio de Janeiro. Informações sobre a situação de cada poço, do pré-lançamento das linhas de ancoragem do FPSO, da chegada de materiais, enfim, todas as informações relativas ao projeto estavam contidas no boletim. A sala de guerra possibilitou, então, a centralização das informações e um acompanhamento intensivo de todas as ações necessárias para a implementação do projeto. O primeiro óleo do FPSO Cidade do Rio de Janeiro se deu em 09 de janeiro de 2007 através do poço 7-ESP-33HP-RJS, que é um dos dois poços do projeto que produzem via gas lifting. Figura 16 BAP com três hubs. Figure 16 Production Adapter Base with three hubs. o 320

17 resultados do processo de construção dos poços Foram duas as principais anormalidades ocorridas no processo de construção dos poços. Na primeira, após a execução de dois frac-pack s no único poço direcional do projeto, a cauda intermediária que estava sendo descida one trip, ou seja, juntamente com a coluna de produção e o tubing hanger, não encaixava no packer do gravel. Após quase um dia de tentativas, a coluna de produção e a cauda foram retiradas. Depois da retirada, constatou-se que a maior parte das cintas que haviam sido utilizadas para fixação do cabo elétrico do sensor de pressão e temperatura de fundo de poço (PDG) havia caído no poço. Após a pescaria, a cauda foi descida com coluna de perfuração (drill pipes) e em seguida foi descida a coluna de produção. A segunda anormalidade ocorreu durante os testes do plug instalado no tubing hanger de um dos poços, imediatamente antes da retirada do BOP. Durante o teste de vedação do plug, foi constatado vazamento e, depois de diversos testes, concluiu-se que o problema era no elemento que veda o anular dos revestimentos de superfície e de produção, conhecido como conjunto de vedação universal (pack-off). Toda a coluna de produção teve que ser retirada, em seguida, foram retirados o BOP e a base adaptadora de produção. Depois, o BOP foi reinstalado e o pack-off substituído com sucesso. O suspensor de coluna retornou sem um dos elementos de travamento (dogs), cuja queda danificou o alojador do suspensor de coluna (tubing head) da BAP. Na figura 17 é exibido o tempo total previsto e o realizado de construção dos nove poços. As quatro barras da esquerda mostram os tempos previsto, realizado, produtivo e perdido. A curva roxa sobre as barras vermelhas no lado direito do gráfico mostram as anormalidades acumuladas. Os nove poços foram construídos em dias contra uma previsão de 933 dias, aproximadamente 12% a mais do previsto. Dos dias, 253 foram perdidos em anormalidades diversas. O tempo produtivo corresponde à diferença entre o tempo realizado e o tempo perdido. As anormalidades foram categorizadas para facilitar a análise. A área de engenharia submarina que cuida de cabeça de poço, árvore de natal molhada (ANM) e sensor de pressão e temperatura de fundo de poço (PDG) consumiu 22% dos 253 dias perdidos, principalmente pela anormalidade já comentada quando um dos poços teve que ser desequipado para a substituição do elemento de vedação do anular dos revestimentos de produção e de superfície (pack-off). A segunda maior anormalidade ocorreu em equipamentos das sondas que atuaram no projeto, principalmente problemas em BOP (529,5h) e no bloco de coroamento de uma das sondas (198,5h). conclusões e recomendações Em relação à escolha da configuração de revestimentos para os poços equipados com BCSS, pode se considerar que os resultados foram bons. Os projetos que necessitarem de revestimentos com espaço anular reduzido devem utilizar tubos com conexões lisas externamente (flush) a fim de minimizar os riscos de obstrução do anular durante a descida, a circulação e a cimentação do revestimento. A diminuição da viscosidade e do limite de escoamento do fluido de perfuração, antes da retirada da coluna de perfuração e da descida do revestimento, é imprescindível para o sucesso da operação de revestimento e cimentação, principalmente em cenários de anular restrito. O anular das cápsulas das bombas com o revestimento de produção também ficou muito restrito. A trajetória dos três poços que utilizaram bomba foi feita de forma a garantir que o trecho onde a cápsula ficou posicionada ficasse vertical. Isso minimiza os riscos de dano ao cabo elétrico do PDG e à linha de injeção química que passaram externamente à cápsula. Como 321 o

18 o Desenvolvimento do módulo II do Campo de Espadarte: da concepção ao primeiro óleo Marcelo Oliveira de Andrade Dias % 43% 73% 81% 89% 96% 100% 1,2 0,8 % Figura 17 Gráfico com o tempo de construção dos nove poços e o tempo perdido por atividade Previsto Realizado Produtivo 253 Perdido 22% 21% 20% Submarino Sonda Completação 11% Perfuração 8% 8% 7% Condições de mar Fluidos Aguardando interligação 3% Outros 0,4 0 Figure 17 Well construtions times and NPT times segregated by activities. recomendação, deve-se analisar a passagem do cabo elétrico do PDG e da linha de injeção química por dentro da cápsula da BCSS, caso o anular cápsula x revestimento de produção seja tão restrito quanto o deste projeto. As tampas das cápsulas dos fornecedores de BCSS já contemplam furação para passagem da linha de injeção química, porém a passagem do cabo elétrico do PDG por dentro da cápsula ainda carece de desenvolvimento. As companhias de serviço devem se empenhar no desenvolvimento de novas válvulas isoladoras de formação já que existem poucas no mercado e o uso de BCSS em águas profundas pela Petrobras deve aumentar significantemente. Vale lembrar que a existência de seis poços exploratórios ajudou bastante no desenvolvimento do projeto visto que, além dos dados de perfuração, também estavam disponíveis dados de testes de formação e das amostras de água e óleo. Portanto, o acompanhamento da fase exploratória pelo ativo de produção é de suma importância tanto para o conhecimento da área como para a solicitação de testes e de amostragens necessários para o projeto de desenvolvimento, caso não estejam contemplados nos programas exploratórios. Aspecto importante e que deve sempre que possível ser perseguido é a manutenção da mesma equipe técnica ao longo de todo o projeto. Isso significa mais embasamento para respostas rápidas às surpresas que podem ocorrer na fase de execução e também evita o retrabalho, ou seja, a discussão de alternativas já analisadas e descartadas. Outra questão muito importante, e que ficou evidente em todas as fases do projeto, foi a grande preocupação com as intervenções futuras para troca da BCSS, já que essas intervenções serão freqüentes devido ao tempo médio de vida dos conjuntos de bombeio que é de aproximadamente dois anos. O projeto foi avaliado pela empresa Independent Project Analysis, Incorporated (IPA) e, em relação ao detalhamento dos projetos dos poços no momento da aprovação pela diretoria, recebeu excelente avaliação, inclusive acima da média mundial de projetos similares. agradecimentos Aos engenheiros de petróleo Paulo Rogério de Castro Junqueira e Edson José Rebeschini por terem dado total apoio durante todas as etapas deste projeto. Em especial, ao engenheiro Paulo Rogério de Castro Junqueira por ter participado também na construção dos poços, contribuindo com sua experiência e bom senso nas decisões o 322