Completação de Poços
EEW 412
Equipamentos de Completação
PARTE I
Prof. Ilson Paranhos Pasqualino
Curso de Engenharia de Petróleo EPT/UFRJ
Introdução
Equipamentos a serem abordados:
1. Árvore de Natal
2. Cabeça de produção
3. Suspesor de Coluna (Tubing Hanger)
4. Válvula de Segurança (DHSV)
5. Obturador (Packer)
6. Unidade Selante
7. Camisa Deslizante
8. Junta Telescópica (TSR)
9. Nipples de assentamento
10. Shear-out (sub de pressurização)
11. Hydro-Trip
12. Check Valve
Figura 1: Estrutura geral de um poço de produção
(Completação Seca)
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1. Árvore de Natal
A árvore de natal é constituída por válvulas, conexões e adaptadores que
têm como objetivo controlar os fluidos produzidos e injetados no poço.
Funções (Repu, 2015):
1.
Controlar a produção de hidrocarbonetos;
2. Agir como barreira entre os fluidos produzidos e os fluidos injetados;
3.
Permitir acesso à válvula de controle de subsuperfície;
4.
Permitir a transmissão de sinais elétricos para equipamentos de fundo de poço;
5.
Facilitar a injeção de produtos químicos no poço ou na flowline;
6.
Promover acesso para operações de workover;
7.
Direcionar fluidos produzidos para a flowline;
8.
Monitorar parâmetros como: pressão, temperatura, detecção de areia, etc.
9.
Fornecer o primeiro método de fechamento de um poço;
10. Prover interface com o tubing hanger.
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1. Árvore de Natal
➢ Convencional (Seca) – ANC ou Submarina (Molhada) -ANM
➢ Vertical ou Horizontal
Escolha do tipo de árvore:
1. lâmina d’água;
2. intensidade dos movimentos aos quais
a unidade operacional está submetida ;
3. Custos associados ao projeto.
A diferença entre a árvore vertical e
horizontal está na posição das válvulas,
e na sequencia de instalação.
Árvore vertical: as válvulas mestras
estão na posição vertical e alinhadas com
a coluna de produção.
Árvore horizontal: as válvulas são
horizontais e estão longe da produção.
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1. Árvore de Natal
Em relação à sequência de instalação:
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1. Árvore de Natal
Convencional (Seca) – ANC
Uma
árvore
de
natal
convencional consiste de duas
válvulas mestras (master), uma
válvula lateral (wing) e uma válvula
de swab.
➢ Uma segunda válvula lateral
(wing) pode ser útil para operações
como estimulação ou tratamentos
químicos por bombeamento.
➢ Para poços terrestres, uma das
válvulas mestre (master) e a válvula
lateral
(wing)
são acionadas
hidraulicamente e ligadas ao
sistema de shut-down da planta de
produção. A válvula swab é quase
sempre manual.
Figura 3: Árvore de Natal Convencional
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1. Árvore de Natal
Submarina (Molhada) – ANM
Uma diferença entre árvores convencionais e
submarinas é a existência de acesso ao anular através
da árvore (necessário para monitoramento de pressão e
gas lift).
➢ Uma válvula de interligação (crossover - XO)
permite que os fluidos no anular sejam encaminhados
para o flowline de produção.
➢As válvulas de bloqueio devem ser do tipo FSC (fail
safe close).
➢ As válvulas da ANM podem ser controladas
remotamente (geralmente por sistema eletrohidráulico). Porém, algumas válvulas são operáveis
apenas por mergulhador (árvores antigas) ou ROV
(em caso de falha de atuação). (BELLARBY, 2009).
➢O módulo de controle submarino (quando houver) é
substituível independente da árvore.
Figura 4: Árvore de Natal Molhada
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1. Árvore de Natal
Principais válvulas de uma Árvore de Natal
Swab: É responsável por garantir acesso
vertical ao poço, em caso de árvores verticais.
Wings: Também conhecida como choke de
produção.
−
−
VSP: Válvula swab de produção;
WSA: Válvula swab de anular;
VWA: Válvula wing de anular;
VMA: Válvula mestra de anular;
VIQ: Válvula de injeção química;
XOV: Válvula crossover;
VWP: Válvula wing de produção;
VMP: Válvula mestra de produção
Uma das wings é usada para controlar e
isolar a produção.
A outra, disposta no lado oposto, é
responsável pela linha de serviço. Esta linha
é utilizada para injetar fluidos no anular.
Oilfild Glossary (Schlumberger)
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1. Árvore de Natal
Principais válvulas de uma Árvore de Natal
Upper e Lower Master: Válvulas responsáveis
por todo fluxo de fluido proveniente do poço.
−
−
VSP: Válvula swab de produção;
WSA: Válvula swab de anular;
VWA: Válvula wing de anular;
VMA: Válvula mestra de anular;
VIQ: Válvula de injeção química;
XOV: Válvula crossover;
VWP: Válvula wing de produção;
VMP: Válvula mestra de produção
Utilizadas duas unidades :
• upper master
utilizada de forma
rotineira
• lower master
usada como backup em
caso de manutenção ou inconsistência
no funcionamento da upper master.
Funcionam como barreira secundária em caso
de influxo indesejado de fluido.
Oilfild Glossary (Schlumberger)
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1. Árvore de Natal
Principais válvulas de uma Árvore de Natal
➢ Outras válvulas que compõem uma árvore de natal: válvulas de
isolamento, válvula de workover, válvula de crossover
•
•
•
As válvulas de isolamento,
como o nome já sugere, são
utilizadas para isolar linhas
ou processos. Podem ser
usadas também em manifolds
de produção.
A válvula de workover é
acionada
para
realizar
intervenções na linha a qual
está acoplada.
Por outro lado, válvula de crossover (XO) é o item responsável pela ligação de
dois trechos diferentes, interligação que permite que os fluidos no anular sejam
encaminhados para o flowline de produção.
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1. Árvore de Natal
Fluxograma Básico de uma Árvore de Natal Molhada
M1 - Master de Produção
M2 - Master de Acesso ao Anular
W1 - Lateral de Produção
W2 - Lateral de Acesso ao Anular
S1 - Swab de Produção
S2 - Swab de Acesso ao Anular
XO - Crossover
SCSSV - Surface Controlled Subsurface
Safety Valve (DHSV - Downhole Safety
Valve)
Figura 5: Fluxograma Básico de uma ANM
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1. Árvore de Natal
Sistema de controle
O sistema de controle da produção é responsável por gerenciar as válvulas de
controle e monitoramento localizadas na árvore de natal, através da análise de
parâmetros medidos em sensores localizados em vários pontos de interesse
dentro do sistema de produção.
Parâmetros controlados :
• pressão e temperatura de produção,
• pressão na válvula choke,
• pressão no anular,
• pressão e temperatura no manifold,
• detecção de vazamento de hidrocarbonetos,
• posição da válvula da árvore (direta ou inferida),
• posição da válvula choke,
• diferença de pressão na choke de produção,
• detecção de areia,
• monitoramento de fundo de poço,
• monitoramento de corrosão e
• passagem de pig (BERVEN, 2013).
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1. Árvore de Natal
Sistema de controle
O controle de um sistema de
produção submarino é realizado
por meio de equipamentos
instalados no leito marinho,
junto à malha de produção, e
unidades
de
controles
localizados na plataforma.
Tipos de sistema de controle:
•
•
•
•
Hidráulico direto
Hidráulico pilotado
Multiplexado
Elétrico
BERVEN, 2013
Fonte: BERVEN, 2013
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1. Árvore de Natal
Falhas em válvulas da Árvore de Natal
As válvulas que compõe uma árvore de natal submarina costumam
apresentar modos de falha padronizados.
•
Falha fechada (fail safe close): pode ser causada por falha no sistema de
controle, alta pressão hidráulica na linha, vazamento interno etc.
•
Falha aberta (fail safe open): pode ser causada por falha no sistema de controle,
baixa pressão hidráulica no circuito de alimentação da válvula, dano no pistão da
válvula, vazamento interno ou externo etc.
•
Prematura ou shutdown não controlado: pode ser causada por falha no
sistema de controle ou vazamento externo.
•
Vazamento interno e externo: pode ser causada por uma falha de selamento,
quando há acumulação de sólidos no elemento de restrição e não há restrição da
passagem de fluido.
BERVEN, 2013
Ingeborg & Stendebakken, 2014
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2. Cabeça de Produção
Carretel com dois flanges e duas saídas laterais. Quando a cabeça de
produção é instalada, o flange inferior fica apoiado na cabeça do revestimento
de produção e o flange superior recebe a Árvore de Natal com seu adaptador.
➢ Em uma das saídas laterais
geralmente é conectada a linha de
injeção de gás (para poços com
gas-lift) e na outra a kill line, para
eventual amortecimento do poço.
➢Internamente existe uma sede na
qual se apóia o suspensor da coluna
(tubing hanger) que, por sua vez,
suporta o peso da coluna.
Cabeça de produção com adaptador modelo A5S, para
completações secas com válvula de segurança.
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3. Suspensor de Coluna (Tubing Hanger)
➢ Equipamento utilizado para suspender a coluna de produção dentro da cabeça
de poço por meio de uma rosca.
Os suspensores mais utilizados possuem:
• Um furo de 4”
para acesso à coluna
de produção;
• Um furo de 2”
para acesso ao anular;
usado também para receber conector
para o cabo elétrico de potência quando a
elevação se fizer por bombeamento
centrifugo submerso – BCS;
• Um ou dois furos de ½”
passagem do fluido
acionamento da DHSV;
para
hidráulico de
• Um furo para receber o conector do
cabo elétrico do PDG (permanent
downhole gage), o qual é o equipamento
responsável por receber os sinais de
pressão e temperatura de fundo.
Tubing Hanger
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4. Válvulas de Segurança
Válvulas de segurança de subsuperfície são válvulas fail-safe projetadas para
impedir a liberação descontrolada de hidrocarbonetos se algo catastrófico ocorrer
na superfície.
Exemplos de eventos catastróficos:
• Incidente
importante na plataforma (uma explosão ou um furacão, que poderia
danificar a árvore de Natal);
• Impacto com a Árvore de Natal (caminhão pesado colidir com uma ANC, ou um
submarino colidir com uma ANM);
• Perda
da integridade da árvore devido a falha estrutural (corrosão, fadiga, uso
indevido, design incorreto, instalação ou manutenção deficientes);
• Guerra
ou terrorismo (exemplo: invasão e queima deliberada de poços no
Kuwait);
• Roubo da ANC (uso como sucata ou para pedir resgate).
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4. Válvulas de Segurança
➢ Válvulas de segurança são normalmente
controladas hidraulicamente, apesar de
existirem versões elétricas.
➢ No caso improvável de a árvore não
fechar no poço, a válvula de segurança
pode ser fechada manualmente por corte
de energia ou por ruptura da linha de
controle.
➢ Por não estar conectada ao sistema de
desligamento (shut-down), as válvulas de
fundo de poço permanecem abertas
durante a maioria das paradas (com a
exceção de perda total da energia); isto
aumenta a confiabilidade da válvula e torna
mais fácil o restart dos poços.
Figura 8: Válvula de Segurança de Subsuperfície (DHSV)
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4. Válvulas de Segurança
➢ Durante o processo de seleção da válvula de segurança, vários aspectos hidráulicos
precisam ser examinados.
A válvula deve fechar quando exigida, mas a pressão hidráulica disponível deve
ser suficiente para abrir a válvula quando necessário.
➢ Se a válvula for posicionada em uma profundidade muito grande, a pressão
hidrostática pode manter a válvula aberta mesmo que toda a pressão de superfície seja
cessada. A profundidade máxima de posicionamento da válvula é dada por:
onde:
• Dmax é a profundidade máxima (ft);
• pvc é a pressão registrada no fechamento da válvula (psia);
• pmc é a margem de segurança para o fechamento (normalmente fornecido pelo
fabricante) (psi);
• ρf é a densidade do fluido da linha de controle ou do anular (o que for maior) (psi/ft).
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4. Válvulas de Segurança
➢ Assumindo que não há nenhum diferencial de pressão sobre o flapper, a pressão
necessária para abrir uma válvula de segurança de fundo de poço (psurface) é dada por:
onde:
• pvo é a força da mola (psi);
• pt é a pressão na tubulação (psi);
• pmo é a margem de abertura (inclui o atrito no pistão) (psi);
• Dset é a profundidade de assentamento pretendida (ft);
• ρf é a densidade do fluido da linha de controle (psi/ft).
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5. Obturador (Packer)
➢ O obturador (packer) tem a função básica de promover a vedação do espaço anular
entre o revestimento e a coluna de produção numa determinada profundidade.
O packer tem múltiplas funções, sendo algumas delas:
• Compor a primeira barreira mecânica
de segurança de espaço anular,
conjuntamente com a DHSV;
• Proteger o revestimento (acima dele)
contra pressões da formação e fluidos
corrosivos;
• Possibilitar a injeção controlada de gás
pelo anular, nos casos de elevação
artificial por gas-lift;
• Permitir a produção seletiva de várias
zonas por uma única coluna de
produção (com mais de um packer).
Figura 9: Configurações de Packers
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5. Obturador (Packer)
➢Os packers são constituídos por borracha de vedação, cunhas, pinos de cisalhamento
para assentamento e pinos (ou anéis) de cisalhamento para desassentamento.
➢Os packers podem ser recuperáveis ou permanentes.
Recuperáveis: quando podemos
retirá-lo do poço para efetuar
manutenção na oficina.
➢ Mecanismo de assentamento:
mecânico (fixados com giro e peso
ou tração) ou hidráulico (fixados
pela ação de pressão).
➢Este tipo de packer é desassentado
apenas tracionando-se a coluna.
Após desassentado, não pode mais
ser assentado sem antes passar por
manutenção, já que houve a ruptura
de pinos ou anéis de cisalhamento.
Anéis de
travamento
Camisa
protetora
Figura 10: Packer Recuperável
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5. Obturador (Packer)
Permanentes: são aqueles que após
fixados no poço, só podem ser removidos
através de corte ou destruição dos mesmos.
O packer permanente é assentado à cabo
ou com a coluna de produção.
Para ser assentado é conectado a uma setting tool
(ferramenta de assentamento) e descido até a
profundidade
apropriada.
Ao
se
acionar,
eletricamente a setting tool, há a detonação de um
explosivo que cria um movimento da camisa de
assentamento para baixo, comprimindo todo o
conjunto até a camisa retentora. Este movimento
expande o elemento de vedação e as cunhas
contra o revestimento.
Figura 11: Packer Permanente
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5. Obturador (Packer)
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6. Unidade Selante
É o equipamento descido na extremidade da coluna que pode ser apoiado ou travado no
packer permanente, promovendo a vedação na área polida do packer.
Divide-se em três tipos principais: âncora, trava e batente.
Batente: Este tipo de
unidade selante não
trava, pois não possui
rosca. Para retirá-la
basta
tracionar
a
coluna.
Figura 12: Unidade Selante
Âncora: Unidade selante travada na rosca do
packer permanente através de garra, que é
conectada com a liberação de peso sobre a
ferramenta e desconectada com rotação à
direita. Os dentes da garra têm perfil
horizontal na parte superior, o que garante a
impossibilidade de liberação por tração.
Trava: É uma unidade selante que é
travada na rosca do packer permanente
através de garra, que é conectada com a
liberação de peso sobre a ferramenta e
desconectada com tração, pois não tem
um dispositivo anti-rotacional que
permita seu giro para liberação.
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6. Unidade Selante
É o equipamento descido na extremidade da coluna que pode ser apoiado ou travado no
packer permanente, promovendo a vedação na área polida do packer.
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7. Camisa Deslizante (sliding sleeve)
➢ Possui uma camisa interna que pode ser aberta ou fechada, quando necessário,
através de operações com cabo.
➢A área de fluxo normalmente é
equivalente à seção da coluna de
produção e destina-se a promover a
comunicação anular-coluna ou colunaanular.
➢As camisas deslizantes podem ser
utilizadas em completações seletivas,
possibilitando colocar em produção ou
isolar zona(s) empacotada(s) por dois
packers.
Figura 13: Sliding Sleeve
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7. Camisa Deslizante (sliding sleeve)
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7. Camisa Deslizante (sliding sleeve)
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Referências Bibliográficas
➢ Bellarby, J.; Well Completion Design. Elsevier, Amsterdam, Holanda. Vol
56, 6a Ed, 2012. Pags 557-581.
➢Thomas, J. E.; Fundamentos de Engenharia de Petróleo. Editora
Interciência, Rio de Janeiro, Brasil, 2a ed., 2001. Pags 149-156.
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Prof. Ilson Paranhos Pasqualino
Obrigada!
geovana@lts.coppe.ufrj.br
ilson@lts.coppe.ufrj.br
Completação de Poços
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Equipamentos de Completação
PARTE III
Prof. Ilson Paranhos Pasqualino
Curso de Engenharia de Petróleo EPT/UFRJ
Operações de Completação
A completação de poços consiste no conjunto de
serviços efetuados no poço desde o momento em que
a broca atinge a base da zona produtora/cimentação
do revestimento de produção.
É a transformação do esforço de perfuração em uma
unidade produtiva. O poço passa a produzir óleo/gás,
gerando receitas, ou a injetar água maximizando a
recuperação do reservatório.
Métodos de Completação Quanto a
Posição da Cabeça de Poço
Em Terra (Onshore)
◦ A cabeça de poço fica na superfície (há poucos metros do solo) – árvore de
natal convencional (ANC).
No Mar (Offshore)
◦ Completação Seca
◦ Poços em plataformas do tipo jaqueta, TLP e Spar;
◦ A árvore de natal é posicionada no convés da plataforma (ANC).
◦ Completação Molhada
◦ Poços submarinos de pequena ou grande profundidade para plataformas do tipo
jaqueta, Spar, semi-submersível e FPSO;
◦ Utiliza-se neste caso uma árvore de natal molhada (ANM) posicionada no leito
marinho.
Árvores de Natal Quanto à
Posição da Cabeça de Poço
ANC
ANM
Métodos de Completação da
Zona Produtora
Poço Aberto
◦ Possível apenas em formações bem
consolidadas;
◦ Propicia maior área de fluxo de produção e
economia com revestimentos e canhoneio;
◦ Útil em reservatórios naturalmente
fraturados pois evita dano à formação pelo
cimento;
◦ A desvantagem é a falta de seletividade.
Métodos de Completação da
Zona Produtora
Liner Perfurado ou Rasgado
◦ Quando o liner é descido previamente
perfurado ou rasgado;
◦ É uma modalidade de poço aberto;
◦ Vantagens e desvantagens similares ao
poço aberto;
◦ Apresenta custo adicional porém
sustenta as paredes do poço na zona
produtora;
◦ Interessante para poços horizontais pois
aumenta a área de absorção.
Métodos de Completação da
Zona Produtora
Revestido e Cimentado
◦ A zona de interesse é canhoneada;
◦ Permite seletividade de produção/injeção e
facilidade das operações de intervenção e
estimulação;
◦ Apresenta problemas operacionais pela
redução de diâmetro e possíveis vazamentos
no caso de liner;
◦ O revestimento é mais caro mas não cria os
problemas operacionais do liner;
◦ Mais suscetível a dano na formação em
função da cimentação (reservatórios
naturalmente fraturados).
Métodos de Completação da
Zona Produtora
Poço Aberto com Gravel
◦ Outra modalidade de poço aberto que economiza
revestimento, cimentação e canhoneio;
◦ Custo com a tela e gravel pack;
◦ Não possui a seletividade do poço revestido;
◦ Proporciona grande área de absorção com
contenção de areia;
◦ Quando utiliza tela expansível economiza o gravel
pack;
◦ Só pode ser alterado com recompletação.
Métodos de Completação da
Zona Produtora
Poço Revestido com Gravel
◦ Todas as vantagens do poço revestido com a
contenção de areia;
◦ Gasto extra com o gravel pack ou frac pack;
◦ Só pode ser alterado com recompletação;
◦ Opção mais cara, porém com melhor
controle da produção e isolamento
hidráulico.
Métodos de Completação Zonas
Explotadas
Métodos de Completação Zonas
Explotadas
Sem coluna – opção onshore para poços não complexos.
Com coluna e sem packer - Quando é descida apenas uma coluna de produção para produzir a partir de uma
única zona de interesse mas não há necessidade de isolar o espaço anular.
Com coluna e com packer - Quando é descida apenas uma coluna de produção para produzir a partir de uma
única zona e há necessidade de isolar o espaço anular.
Com múltiplas zonas de produção - Permite a produção simultânea de duas ou mais zonas de produção.
Duas colunas –produz-se a partir de duas zonas de produção de forma controlada e independente.
Completação Múltipla:
◦ Vantagens:
◦ Permite drenar diversas zonas a partir de um mesmo poço;
◦ Permite colocar em produção reservatórios marginais.
◦ Desvantagens:
◦ Maior possibilidade de problemas operacionais;
◦ Maior dificuldade de aplicação dos métodos de elevação artificial.
Preparação para a Completação
Instalação dos Equipamentos de
Superfície
◦ Onshore
◦ Instalação da cabeça de produção e do BOP
com carretel de perfuração (para as linha de
choke e kill).
◦ Offshore
◦ Completação Seca
◦ Elevação da cabeça de poço até a plataforma (tieback);
◦ Instalação do BOP.
◦ Completação Molhada
◦ Instalação da BAP;
◦ Instalação do BOP stack submarino.
Sistema de Conexão para
Elevação de Cabeça de Poço
Condicionamento do
Revestimento de Produção
o
É descida uma coluna de trabalho com broca e
um raspador (laminas retrateis) para gabaritar
o revestimento de produção (liner).
o
Uma ferramenta posicionada mais acima
condiciona o topo do liner facilitando a
descida da coluna.
o
São cortados os tampões de cimento ou
mecânicos e o restos de cimentação.
o
Substituição do fluido de perfuração pelo
fluido de completação.
o
O fluido de completação é uma solução salina,
isenta de sólidos, compatível com a formação
de densidade apropriada que não causa dano
à formação.
o
Teste de estanqueidade com correções se
necessário.
Coluna de Trabalho
Avaliação da Qualidade da
Cimentação
Destinada a verificar a existência
ou não de comunicações entre os
intervalos de interesse (óleo/água
ou gás/óleo).
A avaliação incorreta da
cimentação pode gerar:
◦ Produção de fluidos indesejáveis;
◦ Testes de avaliação das formações
incorretos;
◦ Prejuízo no controle do reservatório;
◦ Estimulação mal sucedida com
possibilidade de perda do poço.
Poço com Falha de Cimentação
Avaliação da Qualidade da
Cimentação
Perfil Sônico (CBL/VDL)
◦ Um emissor e dois receptores (um a 3 pés
e outro a 5 pés).
◦ O perfil CBL (controle de aderência da
cimentação) registra a chegada de energia
(mV) no receptor a 3 pés.
◦ O perfil VDL (densidade variável) registra a
onda no receptor a 5 pés durante 1 ms
(200 a 1200 s).
◦ Boa aderência cimento-revestimento
=>valores baixos no perfil CBL.
◦ Boa aderência cimento-formação =>
ausência de sinal de revestimento e
presença de sinal de formação no VDL.
Ferramenta Acústica
Avaliação da Qualidade da
Cimentação
O perfil GR (raios gama) correlaciona a
profundidade do GR do perfil CBL/VDL (não
sofre influência dos revestimentos) com o GR
do poço aberto.
O perfil CCL (casing colar locator) localiza as
luvas de revestimento.
As curvas TT (tempo de trânsito) verifica a
qualidade do CBL/VDL:
◦ Se a leitura do CBL corresponde ao sinal que
caminha pelo revestimento;
◦ Se a ferramenta sônica está bem centralizada;
◦ Se existem fluidos diferentes no revestimento;
◦ Se existe alteração nas dimensões do
revestimento.
Perfil CBL/VDL/GR/CCL
Avaliação da Qualidade da
Cimentação
Perfil Ultra-Sônico (CEL)
◦ O perfil CBL registra um valor médio dos 360º.
◦ O perfil CEL (cement evaluation log) trabalha com
8 transdutores defasados de 45º (resolução
circular).
◦ Baseia se nas parcelas refletidas (R) e
transmitidas (T) nas interfaces:
I 2 − I1
R=
I 2 + I1
T = 1− R
◦
◦
◦
◦
As indutâncias do fluido e do aço são conhecidas.
Zonas escuras => boa cimentação.
Zonas claras => má cimentação.
Não é tão eficiente quanto o CBL/VDL para
aderência cimento-formação (uso em conjunto).
◦ Não cobre todas as áreas e precisa ser calibrado.
Ferramenta e Perfil Ultra-Sônico
Avaliação da Qualidade da
Cimentação
Perfil Ultra-Sônico (USIT)
◦ A ferramenta USIT (ultra sonic imager
tool) utiliza um único transdutor que
gira a 7,5 rps.
◦ Mesmo princípio do CEL.
◦ Melhorias:
◦ Transdutor com distância do
revestimento controlada;
◦ Tecnologia digital;
◦ Menos sensível aos efeitos do poço;
◦ Medição direta da impedância acústica;
◦ Pode operar com fluidos pesados;
◦ Imagens coloridas.
Perfil USIT/CBL/VDL/GR/CCL
Canhoneio
CABO
ELÉTRICO
CCL
JATOS
CANHÃO
GÁS
ÓLEO
ÁGUA
Instalação da Coluna
de Produção
A coluna de produção é instalada por dentro
do revestimento de produção e tem diversas
finalidades:
◦ Conduzir os fluidos produzidos até a superfície
protegendo o revestimento do poço;
◦ Permitir a instalação de equipamento para
elevação artificial;
◦ Possibilitar a circulação de fluido de
amortecimento para intervenções futuras.
O projeto da coluna é função de diversos
fatores:
◦
◦
◦
◦
◦
◦
◦
Localização do poço;
Sistema de elevação (natural ou artificial);
Características corrosivas do fluido produzido;
Necessidade de contenção de areia;
Vazão;
Número de zonas produtoras.
Tipos de equipamento.
Componentes da Coluna de Produção –
Tubos de Produção
Componentes básicos da coluna
(principal custo).
Parâmetros de seleção:
◦ Diâmetro interno do revestimento de
produção;
◦ Vazão esperada;
◦ Tipo de fluido;
◦ Esforços mecânicos (axiais, de flexão e
pressões int/ext):
◦ Grau do aço;
◦ Espessura de parede.
As roscas finas promovem
vedação metal-metal.
Colocação do Poço em
Produção
o
Instalação da Árvore de Natal
o
A surgência pode ser induzida pelos seguintes
métodos:
◦ Gaseificação do fluido do interior da coluna diminuindo a
hidrostática;
◦ Gás lift – injeção de gás controlada no espaço anular que passa para o
interior da coluna a partir de válvulas especiais;
◦ Flexitubo – gás injetado por um tubo flexível no interior da coluna.
◦ Pistoneio – ação de um pistão descido a cabo;
◦ Substituição do fluido da coluna por outro mais leve.
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Completação de Poços
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Equipamentos de Completação
PARTE II
Prof. Ilson Paranhos Pasqualino
Curso de Engenharia de Petróleo EPT/UFRJ
Introdução
Equipamentos a serem abordados:
1. Árvore de Natal
2. Cabeça de produção
3. Suspesor de Coluna (Tubing Hanger)
4. Válvula de Segurança (DHSV)
5. Obturador (Packer)
6. Unidade Selante
7. Camisa Deslizante
8. Junta Telescópica (TSR)
9. Nipples de assentamento
10. Shear-out (sub de pressurização)
11. Hydro-Trip
12. Check Valve
Figura 1: Estrutura geral de um poço de produção
(Completação Seca)
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8. Junta Telescópica (TSR)
➢ O TSR (tubing seal receptacle), ou junta telescópica, é usado para absorver a
expansão ou contração da coluna de produção, causada pelas variações de
temperatura sofridas quando da produção (ou injeção) de fluidos.
➢ Permite também a retirada da coluna sem haver necessidade de retirar o packer e a
cauda.
➢É composto de duas partes independentes: camisa externa e mandril.
Junta Telescópica
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8. Junta Telescópica (TSR)
➢ A vedação entre os dois conjuntos (camisa
externa e mandril) é feita pelo conjunto de
elementos selantes sobre o mandril polido.
➢ O travamento entre os dois conjuntos,
para descida ou retirada, é feito por sapataguia que se encaixa no mandril e por
parafusos de cisalhamento, que tanto podem
ser instalados para ruptura por tração ou
compressão.
Junta Telescópica
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9. Nipples de Assentamento
Nipples servem para alojar tampões mecânicos,
válvulas de retenção ou registradores de pressão.
➢ Normalmente são instalados na cauda da
coluna de produção, abaixo de todas as outras
ferramentas, mas podem também ser instalados em
vários pontos da coluna. Por exemplo:
1.
Dentro de, ou imediatamente abaixo do tubing hanger,
para isolar o poço durante a remoção da Árvore de
Natal ou BOP.
2.
Para alojar uma DHSV.
3.
No meio da coluna de produção para testes de
pressão.
4.
Dentro de uma camisa deslizante (sliding sleeve), para
acionar (abrir ou fechar) a camisa.
Posicionamento de Nipples
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9. Nipples de Assentamento
5. Imediatamente acima do packer
para instalação de válvulas ou
sensores para teste de integridade
da coluna antes de definir as
condições de instalação do packer
hidráulico.
6. Abaixo
do
packer,
posicionamento do mesmo.
para
7. Abaixo de uma junta perfurada para
a fixação de memory gauges em
poços de alta vazão;
8. Em um revestimento cimentado ou
telado para instalação de plugs ou
chokes para controle de fluxo.
a)
b)
a) Válvula de retenção b) Válvula de
retenção assentada
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10. Shear-out (sub de pressurização)
Equipamento instalado na extremidade inferior da coluna de produção que
permite o tamponamento temporário desta.
➢ Possui três sedes, duas superiores que são
vedadas com o lançamento de esferas de
diâmetros diferentes, e a inferior tamponada;
➢ Para comunicação plena basta pressurizar e
romper a sede, que cai no fundo do poço;
➢ Não rompe com pressão de baixo para cima;
➢A
sede
tamponada
é
utilizada
para
assentamento de packers, cujo mecanismo de
assentamento demanda pressão (packer hidráulico
e hidrostático);
➢ Pressão de cisalhamento ajustável (de acordo
com a pressão necessária para o assentamento do
packer).
Shear-out tripla
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10. Shear-out (sub de pressurização)
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10. Shear-out (sub de pressurização)
Shear-out
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11. Hydro-Trip
➢ Equipamento
também utilizado
para tamponamento temporário da
coluna de produção, podendo ser
instalado em qualquer ponto dela.
➢A
sede não cai para o fundo do
poço.
Hydro-Trip
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11. Hydro-Trip
Hydro-Trip
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12. Check Valve
➢ Válvula que serve para impedir o
fluxo no sentido descendente.
➢ É composta de uma sede, com
uma válvula de retenção que se abre
quando pressurizada de baixo para
cima e veda quando pressurizada de
cima para baixo.
➢ Utilizada em colunas com BCS
Check Valve
(bomba centrífuga submersa) para
impedir o contra-fluxo. Neste caso é
posicionada acima da BCS.
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Referências Bibliográficas
➢ Bellarby, J.; Well Completion Design. Elsevier, Amsterdam, Holanda. Vol
56, 6a Ed, 2012. Pags 557-581.
➢Thomas, J. E.; Fundamentos de Engenharia de Petróleo. Editora
Interciência, Rio de Janeiro, Brasil, 2a ed., 2001. Pags 149-156.
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Completação de Poços
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Contenção de Areia
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Curso de Engenharia de Petróleo EPT/UFRJ
Agenda
1. Produção de Areia
• O que é?
• Causas da Produção de Areia
• Problemas causados pela produção de areia
2. Contenção de Areia
•
•
Liner rasgado ou ranhurado
Tubo telado
•
•
•
•
Falhas nas telas
Inovações
Gravel pack
Frac pack
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1. Produção de Areia
O que é?
Produção de areia
rochas reservatórios : carbonáticas ou areníticas. Formações
areníticas: compactação e cimentação de grãos de areia
responsáveis pelo fenômeno de
produção de areia!
➢ Em escala microscópica, a produção de areia acontece quando o reservatório é colocado
em produção e a consolidação dos grãos que formam o arcabouço da formação
produtora de petróleo não é suficiente para mantê-los coesos, frente à força de arraste
provocada pelo fluxo de fluidos no interior dos poros da rocha reservatório.
80% do óleo produzido atualmente
“inconsolidados”(Petrobras - 2005)
no
mundo
provém
de
arenitos
84% do óleo produzido na Bacia de Campos provém de arenitos “inconsolidados”
(Petrobras - 2005)
Arenitos consolidados (friáveis), parcialmente consolidados, inconsolidados
Quase não possuem material cimentante.
Torna-se praticamente impossível produzir
sem nenhum mecanismo de controle de areia!
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1. Produção de Areia
Causas da Produção de Areia
➢ Combinação de alguns fatores:
1.
força de coesão dos grãos
2.
esforços resultantes da movimentação das camadas inferiores do planeta
3.
esforços gerados pela produção dos fluidos do interior da rocha em questão
4.
própria perfuração dos poços
Produção de areia pode acontecer em vários momentos durante a vida do poço!
• Arenitos inconsolidados: Início da produção.
• Arenitos consolidados: durante vida produtiva do poço.
Variações bruscas de vazão e pressão, depleção do reservatório, produção de água.
Enfraquece o material cimentante!
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1. Produção de Areia
Predição do Potencial para Produção de Areia
Saber se um poço vai produzir areia, antes mesmo de colocá-lo em produção, não
compreende uma análise completamente precisa.
•
Histórico da região; comportamento de outros poços que estejam produzindo no
mesmo tipo de formação ou no mesmo campo petrolífero, em condições similares,
formando uma base de dados.
•
Testemunhagem :
calcular a resistência da rocha à
compressão. A rocha é capaz de
suportar uma pressão igual a
1,7 vezes a sua resistência à
compressão, sem que ela
produza areia.
(Estudos da Exxon, década de 70)
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1. Produção de Areia
Predição do Potencial para Produção de Areia
•
Perfil sônico (tempo de viagem das ondas
sonoras através da formação)
A densidade da formação é diretamente proporcional
à quantidade de material cimentante no seu
arcabouço, altos valores de densidade significam
valores de porosidade mais baixos.
o porosidade > 30%, probabilidade alta de areia
o porosidade < 20%, probabilidade baixa de areia
o Na faixa entre 20% e 30% = maior grau de
incerteza.
(BAKER HUGHES INCORPORATED, 1995)
Comparação dos métodos fuzzy, redes neurais e regressão linear para o intervalo
3000 a 3300 do poço NA07 do Campo de Namorado.
•
Testes de produção estendidos em poços exploratórios.
•
Modelos numéricos : modelos geomecânicos que utilizam análise matemática de elementos
finitos.
Dados de entrada bastante difíceis de determinar.
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1. Produção de Areia
Problemas Causados pela Produção de Areia
➢ Deposição interior do poço;
➢ Vazão de produção alta o suficiente e/ou fluido viscoso o
suficiente : grãos carreados através da coluna : entupimento
de válvulas e tubulações, erosão de válvulas e equipamentos
de superfície, deposição em vasos separadores.: redução de
sua eficiência.
➢ Areia em produção junto ao óleo: vazios enormes na
formação: desmoronamento da formação.
Não existe nível prédeterminado de
quantidade de areia
aceitável! Depende das
condições de cada poço.
Toda areia produzida
deve ser rigorosamente
tratada!
Erosão devido
à produção de
areia
Entupimento de tubulação
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1. Produção de Areia
Problemas Causados pela Produção de Areia
➢ Deposição nos equipamentos de superfície:
Ex: Se um separador de óleo e água com tempo de residência de 2 minutos, acumular 1
pé cúbico de areia, esse separador será capaz de separar 128 barris a menos de líquido
por dia.
Logo, se a razão água/óleo entrando
no separador for de 1/1, serão 64
barris a menos de óleo produzidos
por dia.
Considerando um barril sendo
vendido a US$ 60,00 (valor em
28/05/2019), isso acarreta uma
perda de US$1.401.600,00 por ano.
Adaptado de: BAKER HUGHES
INCORPORATED, 1995
1,4
Como cada operação de limpeza chega a durar alguns dias, apenas no ano de 1998, a
Petrobras estimou que o revés financeiro provocado por essas paradas na produção de
uma única plataforma foram da ordem de US$ 3.000.000,00.
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2. Contenção de Areia
1. Manutenções e operações de workover
2. Completação seletiva
3. Mudança de vazão de produção
4. Injeção de resinas
5. Fraturamento da formação
6.
Bloqueio físico dos grãos:
•
•
•
•
Liners rasgados ou ranhurados;
Tubos Telados;
Gravel Packing;
Frac–Packing.
Exemplos de métodos de controle de areia.
Fonte: Modificado de SILVA, 2008.
É importante ressaltar que a escolha do melhor
método de controle de areia é sempre função dos
custos que cada método vai gerar.
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2. Contenção de Areia
Liners Rasgados ou Ranhurados
Essas aberturas impedem a passagem
dos grãos de areia maiores, portanto parte
da areia que sai da formação vai se
acumulando ao redor do liner, em
condições estáveis, filtrando as demais
partículas arenosas.
•Estudo de granulometria - impedir passagem de 10% dos
maiores grãos, retidos entre o tubo e o revestimento (ou
formação, no caso de poço aberto).
• Adaptações feitas em tubos antes comuns;
• Modelo geralmente mais barato que as telas;
• A área de abertura ao fluxo é limitada pelo número de ranhuras
Rasgos verticais e em “V” – melhor eficiência
(Slots), em torno de 3% da área do liner rasgado.
•Sujeitos à erosão em poços de elevada vazão.
• São mais suscetíveis ao fenômeno de plugueamento
(entupimento e consequente restrição ao fluxo).
Poços de baixa produção e arenitos com distribuição granulométrica
homogênea, onde telas são economicamente inviáveis.
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2. Contenção de Areia
Tubos Telados (Screens)
• Mais adequados à variação granulométrica da
formação;
• Maior resistência mecânica;
• Maior área ao fluxo;
• Elevada eficiência na filtração das partículas;
• Podem ser utilizados sozinhos (stand alone) ou
com gravel pack / frack pack.
Existem 6 tipos de tubos telados:
1.
2.
3.
4.
5.
6.
Wire-Wrapped
Pré-empacotadas (Prepacked)
Telas sinterizadas
Telas de membrana metálica
Telas de caminho alternativo
Expansíveis
Modelos de Tubos Telados
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2. Contenção de Areia
Tubos Telados (Screens)
1. Wire-wrap
➢ Consiste em um tubo base (A), hastes longitudinais (B), e um
arame especial recobrindo todo o tubo (C);
➢ Utilizados em completações stand alone e gravel pack;.
➢ Reduzida área de fluxo.
Tubo Telado Wire-wrap
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2. Contenção de Areia
Tubos Telados (Screens)
2. Pré-empacotado (Prepacked)
➢ Formado por dois tubos telados (filtros) e um pacote de
gravel entre eles;
➢ Modelo menos utilizado atualmente.
➢ Componentes:
Tubo base (A); hastes perpendiculares (B); arame interno
(C); Gravel empacotado (D); hastes perpendiculares (E);
arame externo (F).
Tubo Telado Prepacked
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2. Contenção de Areia
Tubos Telados (Screens)
3. Telas Sinterizadas
➢ Primeiras telas a possuírem formato especial, com maior resistência à
obliteração e à erosão do que as telas até aqui citadas.
➢ Primeiros modelos : década de 1990.
tubo base perfurado, envolto
por uma camisa de cerca de
0,20 polegadas de espessura,
de metal sinterizado,com
aproximadamente 30% de
área aberta ao fluxo
➢ Essa camisa é fabricada na forma de uma superfície porosa, contendo vários
diâmetros de abertura diferentes
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2. Contenção de Areia
Tubos Telados (Screens)
4. Telas de Membrana Metálica
Conjunto de camadas dispostos
da seguinte forma:
Tubo base perfurado, no qual é
soldada uma tela wire-wrapped;
uma camada de malha de aço
com espaçamento controlado,
que é suportada mecanicamente
pela tela wire-wrapped; e
armadura externa perfurada
•
•
malha de aço: diâmetros de abertura uniformes e área aberta ao fluxo de 30%;
responsável por impedir efetivamente a passagem dos grãos de areia.
armadura externa: diminui a erosão da malha
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2. Contenção de Areia
Tubos Telados (Screens)
5. Telas de Caminho Alternativo
para lidar com o chamado gravel bridging
Possuem pequenos tubos (shunt tubes) dispostos 90º ao redor da
tela ao longo da sua extensão
garantir o deslocamento da areia de gravel de forma mais uniforme,
fazendo bypass de qualquer região bloqueada, impedindo a
formação de vazios não preenchidos pelo gravel, impedindo
screen-out prematuro
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2. Contenção de Areia
Tubos Telados (Screens)
6. Telas Expansíveis
reduzir a distância entre a tela e a parede do poço/revestimento
Dois liners expansíveis, dentre os quais
são colocadas folhas de aço inoxidável
ranhuradas, responsáveis efetivamente
pelo filtro à passagem de areia.
https://www.youtube.
com/watch?v=IB1TT
a-q4wQ
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2. Contenção de Areia
Tubos Telados (Screens)
6. Telas Expansíveis
Ao chegar a frente da zona produtora, ela é expandida por meio de comandos e um cone
de expansão. Com essa expansão, a tela praticamente adquire o diâmetro do fundo do
poço, gerando um anular bastante pequeno, de no máximo 0,5 polegadas, reduzindo o
fluxo no anular tela/formação.
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2. Contenção de Areia
Tubos Telados (Screens)
Telas Expansíveis - https://www.youtube.com/watch?v=IB1TTa-q4wQ
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2. Contenção de Areia
Falhas nas Telas
Entre os danos que ocorrem durante a instalação, estão:
•
Dano mecânico, geralmente ocasionado durante a descida da tela no poço;
•
Rompimento do material, um dano relativamente comum em telas pré-empacotadas,
geralmente em poços desviados ou horizontais.
Entre os danos ocorridos durante a produção, incluem-se:
•
Colapso – durante o amortecimento do poço por circulação reversa ou durante
instalação da tela em uma operação gravel packing – screen out.
•
Pressão interna – associada à obliteração da tela.
•
Corrosão – fluidos produzidos, ou utilização de tipos de aços diferentes na coluna
(corrosão galvânica).
•
Obliteração – tamponamento parcial ou total da tela. Finos provenientes da rocha são
maiores responsáveis.
•
Erosão – ação da areia em fluxo com os fluidos.
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2. Contenção de Areia
Inovações
O GeoFORMTM Conformable Sand
Management System é formado por
uma tela envolta por um tubo, cujo
material consiste de uma espuma,
obtida a partir de determinados
polímeros, e que utiliza uma
tecnologia denominada MorphicTM
Technology.
➢ Temperatura de vitrificação!!
Tela de controle de areia, desenvolvida pela Baker Hughes Incorporated
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2. Contenção de Areia
Inovações
Ex: Para uma tela de 2,8’’ .: tubo
polimérico de 7,2’’ .: temperatura .:
ultrapasse
a
Tg.:
borracha
.:
comprimido .: novo diâmetro de 4,5’’ .:
temperatura .: menor que a Tg .: vidro
(mantém com o diâmetro de 4,5”, sem a
atuação de esforços compressivos)
Desce no poço .: temperatura do fundo
acima da Tg .: tubo tenta voltar ao seu
tamanho original 7,2’’
expansão do tubo polimérico no fundo do
poço, fazendo-o voltar ao seu tamanho
“memorizado”, faz com que ele se conforme
exatamente ao formato das paredes do
poço.
Tela de controle de areia, desenvolvida pela Baker Hughes Incorporated
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2. Contenção de Areia
Inovações
Johnson’s
SUFERFLO
Baker’s
EXCLUDER
Pall’s
STRATAPAC
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2. Contenção de Areia
Inovações
Halliburton’s
POROPLUS
Petroline’s
Expandable
Sand Screen
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2. Contenção de Areia
Gravel Pack
Consiste no preenchimento dos canhoneados e anular do tubo telado/revestimento (poço
revestido) ou anular do tubo telado/formação (poço aberto) com gravel (areia ou cerâmica)
de granulometria bem selecionada, formando um pacote compacto.
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2. Contenção de Areia
Gravel Pack - https://www.youtube.com/watch?v=fIcj2EO2OCM
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2. Contenção de Areia
Gravel Pack
Consiste no preenchimento dos canhoneados e anular do tubo telado/revestimento (poço
revestido) ou anular do tubo telado/formação (poço aberto) com gravel (areia ou cerâmica)
de granulometria bem selecionada, formando um pacote compacto.
➢ Tecnologia mais utilizada para controle de areia no mundo!
➢ Seleção do gravel:
1.
Amostragem
(amostras do reservatório ou testemunho)
2.
3.
Análise de Peneira
Dimensionamento do gravel
Para um percentual
cumulativo
(em
peso)
de
50%,
conhecido
como
D50,
tem-se
o
diâmetro médio dos
grãos da formação.
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2. Contenção de Areia
Gravel Pack
3. Dimensionamento do Gravel
Método mais utilizado: Saucier
o tamanho médio do grão do gravel
seja até 6 vezes maior que o tamanho
médio do grão de areia da formação.
𝐷50 𝑔𝑟𝑎𝑣𝑒𝑙
>6
𝐷50 𝑓𝑜𝑟𝑚𝑎çã𝑜
Permeabilidade do pacote
gravel começa a diminuir
Relação entre granulometrias do gravel e da areia de
formação segundo Saucier.
➢ Quando ultrapassa o valor de 12, a permeabilidade volta a aumentar, isso acontece
porque o pacote já não é capaz de conter a saída dos grãos de areia da rocha.
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2. Contenção de Areia
Gravel Pack
3. Dimensionamento do Gravel
➢In practice, the proper gravel-pack sand size is selected by multiplying
the median size of the formation sand by 4 to 8 to achieve a gravel-pack
sand size range, in which the average is six times larger than the
median grain size of the formation sand. A granulometria recomendada
para o gravel é determinada multiplicando-se o diâmetro de partícula da
formação por 6 para obter a granulometria média do gravel.
➢ Adota-se o gravel comercialmente disponível com diâmetro calculado.
Exemplo:
A análise da peneira indicou que o diâmetro médio de uma areia de
formação é 0,0045 pol, assim:
Granulometriado gravel = 0.018 – 0.036 .: 0.027 pol (0.0045*6)
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2. Contenção de Areia
Gravel Pack
3. Dimensionamento do Gravel
Exemplo:
Granulometria do gravel = 0,027 pol (0,0045*6)
Figura 12:Dimensionamento
do gravel
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2. Contenção de Areia
Gravel Pack
3. Dimensionamento do Gravel
Exemplo:
Granulometria do gravel = 0,027 pol (0,0045*6)
O gravel recomendado é então o de 20/40 mesh.
Verificando o valor da relação tamanho do gravel /tamanho do grão da
formação:
Diâmetro médio do gravel = (0,033 + 0,017)/2 = 0,025 pol
(Diâmetro médio do gravel)/(Diâmetro médio da areia) =
0,025/0,0045 = 5,55
O resultado indica que, segundo Saucier, não haverá invasão de areia
que possa afetar a permeabilidade do pacote.
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2. Contenção de Areia
Frac Pack
O método consiste na criação de uma fratura condutora, cuja função é transformar o
fluxo radial em fluxo linear através do poço, reduzindo o gradiente de pressão
(drawdown).
Resumidamente: fraturamento hidráulico antes do Gravel Packing
Resultado: alta condutividade pela fratura que alivia a
migração de finos pela redução da queda de pressão
perto do poço e também da velocidade do fluxo.
Gravel Packing: redução na produtividade do poço,
diminui fator de recuperação! Fraturamento hidráulico
tem por objetivo combater esse efeito gerando uma
região bastante condutiva nos arredores do poço.
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2. Contenção de Areia
Frac Pack
➢ Seleção do agente de sustentação da fratura (agente propante):
•
Preencher as fraturas, mantê-las abertas.
•
Garantir máxima permeabilidade e porosidade.
•
Ambiente severo (pressão da rocha, temperatura do reservatório, agentes
corrosivos).
•
Não deve ser carreados pelo fluxo de produção.
➢ Falhas de frac packing:
•
Fluido de
qualidade,
•
Agente propante mal escolhido,
•
Desconhecimento das características da
formação.
faturamento
de
baixa
Técnica usada a partir da
década de 80 (Golfo do
México).
2004: 65% dos poços no
Golfo do México utilizavam
essa técnica.
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Completação de Poços
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SELEÇÃO DE MATERIAIS PARA COMPLETAÇÃO
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Curso de Engenharia de Petróleo EPT/UFRJ
Agenda
1. Aços (Fe-C)
2. Aços liga (alloy steels)
3. Aços Inoxidáveis
4. Processos de Fabricação de Tubos
5. Corrosão downhole
6. Seleção de metalurgia
7. Vedações
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Seleção de Materiais - Introdução
Área muito especializada : grandes empresas de óleo e gás contratam
especialistas para aconselhar o material apropriado para uso
downhole.
Principal problema em completação: CORROSÃO
Escolher o material ideal (aço)
Ambiente durante a completação do poço:
1. Flow wetted
2. Stagnant production conditions
3. Completion fluid exposure
4. Stressed
Corrosão da tela de contenção de areia
Corrosão do casing
Corrosão do tubing
Vazamento de packers
Corroded carbon steel tubing
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Seleção de Materiais - Introdução
Área externa da coluna exposta ao
fluido de completação, gás lift e
potencialmente oxigênio no topo.
A corrosão do revestimento é
pouco provável mas com
consequências mais severas do
que na coluna.
O elastômero do pistão para assentamento
do packer está exposto ao fluido de
produção, porém com menor consequência
em caso de falha.
O revestimento está exposto a fluido de
produção estagnado. As consequências
de uma corrosão severa ou alta depende
do que está por trás do revestimento.
A coluna está em contato com o fluido
com variada pressão, temperatura,
velocidade de fluxo e conteúdo de
água do fundo ao topo.
Os elementos elastoméricos do packer
estão expostos ao fluido de completação
e fluidos de produção estagnados.
A cauda está exposta ao fluido
porém sob baixo nível de esforço.
O liner está exposto ao fluido de
produção. No caso de falha pode-se ter
produção de gás, água ou areia e
dificuldade de assentar tampões ou não
ser detectado.
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Aços (Fe + C)
Aço: Ferro (Fe) + Carbono (C)
(menos de 2.5%)
geralmente até 0.3%
Aços Liga (Alloy Steels)
◦ Aços que possuem outros elementos além de Fe e C com proporções
significativas (Manganês, níquel, cromo, silício)
mais barato
◦ Difíceis de soldar
•
•
•
Aços baixa liga (low alloy steels) → soma de todos os
elementos liga até 5% em peso
Aços de liga intermediária (intermediate alloy steels) → entre
5% e 10% em peso
Aços alta liga (high alloy steels) → maior que 10% em peso
Aços inoxidáveis (stainless steels)
◦ Até 26% de cromo (min de 10%)
◦ Fáceis de soldar
“Americam Welding – AWS” define
Soldabilidade como a capacidade de um
material de ser unido por soldagem nas
condições de fabricação especificadas por uma
estrutura projetada de forma adequada e para
se comportar adequadamente em serviço.
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Aços liga (Alloy Steels)
Aços Liga (Alloy Steels)
◦ Aços que possuem outros elementos além de Fe e C com proporções
significativas (Manganês, níquel, cromo, silício)
Cromo - melhora a resistência à corrosão, particularmente na presença de CO2. Melhora a
resistência sob altas temperaturas.
Níquel - melhora a resistência e proporciona resistência à corrosão em conjunção com cromo,
especialmente na presença de H2S.
Molibdênio e Tungstênio – melhora a resistência sob altas temperaturas e endurecimento
sob tratamento térmico.
Manganês - impede o enxofre livre e também aumenta a temperabilidade.
Titânio – aumenta a resistência do aço.
Silício e Alumínio – eliminam os gases efervescentes. O Silício também aumenta a
resistência sob certos tratamentos térmicos.
Nióbio e Vanádio – aumentam a dureza e a resistência.
Nitrogênio – aumenta a resistência em baixa concentração.
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Aços liga (Alloy Steels)
Classificação
Aços de baixa liga:
▪AISI "American Iron
and Steel Institute "
▪ SAE "Society of
Automotive Engineers”
▪ UNS "Unifield
Numbering System”
Quando os dois
primeiros algarismos
são 10, os aços são
simplesmente ao
carbono!
XX ou XXX : teores de
carbono.
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Aços liga (Alloy Steels)
Classificação
Exemplo:
AISI-SAE: 1023
UNS: G10230
aço-carbono com
0,23% de C
AISI-SAE: 4140
UNS: G41400
Aço liga com Mo, Cr
e 0,4% de C
➢Os aços de alto
teor em liga, como
os inoxidáveis, são
classificados
de
modo diferente!
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Aço Inoxidável
Aço Inoxidável : Contém um mínimo de 12% de cromo, podendo ter
outros dois aditivos, níquel e molibdênio.
Impactam a
estrutura
cristalina,
alterando
propriedades
•
•
•
•
•
Aço Inoxidável
Austenísticos
Ferríticos
Martensíticos
Duplex e Super Duplex
Ligas de Níquel (nickel-based alloys)
Ferríticos (tipos 430, 409, 439 e 441)
Austeníticos (tipos 304, 304L, 316 e 316L)
o 17 a 25% Cr e 7 a 20% Ni
o Mais empregados para dutos
o Extraordinária resistência à fluência
e à oxidação ( temperatura)
o Dúcteis mesmo para baixíssimas temperaturas
o Bom desempenho em soldagem
o Não magnéticos
o
o
o
o
o
o
12 a 20% Cr e menos de 0,8% C
Baixo custo
Boa soldabilidade
Boa resistência à fadiga térmica
Sistemas de exaustão de veículos
Magnéticos
Martensíticos (tipos 420 e 410)
o
o
o
o
o
o
12 a 18% Cr e 1% a 1,5% C
Elevada dureza e resistente ao desgaste
Menor resistência à corrosão
Pouco soldáveis
Bisturi, pinças, facas
Magnéticos
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Aço Inoxidável
Aços inoxidáveis usados downhole
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Aço Inoxidável
Aços Duplex e Super Duplex
◦ Microestrutura: ilhas de ferrita em meio à microestrutura predominantemente austenítica
➢ aumento da resistência mecânica e conservação da alta resistência a corrosão.
◦ Contém grande quantidade de Cr, Mo e Ni
➢ maior resistência à corrosão por “pites” .: um dos aços mais adequados para uso em
atmosfera agressiva por cloretos (agua do mar).
VANTAGENS:
•
•
•
•
Maior resistência mecânica
Melhor resistência a corrosão por tensão
Melhor resistência a corrosão por pite
Economia no peso no projeto de equipamentos
A maior qualificação do aço na resistência à corrosão é dada pela formula de “PRE” (Pitting
Resistance Equivalent), na qual os elementos químicos Cr, W, Mo e Ni presentes no aço lhes
confere as melhores propriedades.
Aços Super Duplex : PREN > 40
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Aço Inoxidável
Aços Duplex e Super Duplex para Tubing
PREN (“Pitting Resistance Equivalent Number”)
PREN = %Cr + 3,3(%Mo+0,5%W)+16%Ni
% em peso
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Aço Inoxidável
Ligas de Níquel (nickel-based alloys)
o Aplicações de alta resistência mecânica e a corrosão (ainda mais que os duplex e super
duplex);
o Geralmente austeníticos, mas podem conter outras fases;
o Incoloy®, Inconel®, Monel®, Hastelloy®.
failure of a tubing hanger no Mar do Norte (alloy 718) : API 6A718 -Specification of Nickel
Base Alloy 718 (UNS N07718) for Oil and Gas Drilling and Production Equipment .
Failed tubing hanger as retrieved from well
Fonte: Saithala, Janardhan & Kharusi, Amjad & Suryanarayana, Manoj & Behlani, Nasser &
Nabhani, Talal. (2020). Implications of failure of alloy 718 (UNS N07718) tubing hanger in sour
well. Engineering Failure Analysis. 120. 105060. 10.1016/j.engfailanal.2020.105060.
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Aço Inoxidável
Ligas de Níquel (nickel-based alloys)
Exemplos: “flapper” de DHSV, “liner” interno de “Tubing” em ambiente extremamente
corrosivo.
Em função do alta custo apenas as áreas molhadas (flow-wetted) precisam ser
protegidas com essas ligas.
Composição química de ligas de níquel utilizadas para
tubing e equipamentos de completação
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Processos de Fabricação
Fabricação
• Roller Method
• Press Bending Method
• UO Method
Solda
• SAW Pipe : L-SAW
Spiral Seam Pipe
• ERW
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Processos de Fabricação
Tubos sem costura (seamless Pipe)
Laminação (rolling)
Extrusão (extrusion)
Fundição (casting)
Laminação: empregada em tubos de aço carbono, aço-liga e aço-inox, de 8 a 65cm de diâmetro.
Processo de laminação mais importante: Mannesmann.
A partir de uma barra de seção circular obtém-se um tubo sem costura, utilizando os seguintes
laminadores:
a) Puncionador: Realiza o puncionamento do
tarugo, obtendo tubos curtos com paredes grossas.
b) Passo de peregrino: O tubo curto obtido na
etapa anterior é submetido a este laminador com
o objetivo de reduzir a espessura da parede e
aumentar o comprimento.
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Processos de Fabricação
Laminação (rolling)
https://www.youtube.com/watch?v=ztcEyel47Kg&feature=youtu.be
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Processos de Fabricação
Tubos sem costura (seamless Pipe)
Laminação (rolling)
Extrusão (extrusion)
Fundição (casting)
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Processos de Fabricação
Tubos sem costura (seamless Pipe)
Laminação (rolling)
Extrusão (extrusion)
Fundição (casting)
Extrusão direta
Extrusão indireta
Extrusão hidrostática
Extrusão de tubo furado
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Processos de Fabricação
Fundição (casting) https://www.youtube.com/watch?v=ztcEyel47Kg&feature=youtu.be
No processo de fundição o
material do tubo é despejado
em estado líquido, nos moldes
especiais, onde se solidifica
adquirindo a forma final.
É fabricado por esse processo
tubos de ferro fundido, de
alguns aços não-forjáveis e
grande parte dos materiais
não-metálicos como barro,
concreto,
cimento-amianto,
borrachas, entre outros.
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Processos de Fabricação
• Tubos com costura :
Pre-bending
Fabricação
• Roller Method
• Press Bending Method
• UO Method
Circular rolling
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Processos de Fabricação
• Tubos com costura :
Fabricação
• Roller Method
• Press Bending Method
• UO Method
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Processos de Fabricação
• Tubos com costura :
Fabricação
• Roller Method
• Press Bending Method
• UO Method
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Processos de Fabricação
• Tubos com costura :
Fabricação
• Roller Method
• Press Bending Method
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Processos de Fabricação
• Tubos com costura :
Fabricação
• Roller Method
• Press Bending Method
• UO Method
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Processos de Fabricação
• Tubos com costura :
Fabricação
• UO Method
https://www.youtube.com/watch?v=x055o9f-Vw0
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Processos de Fabricação
Tubos com costura :
Solda
• SAW Pipe : L-SAW
Spiral Seam Pipe
• ERW
➢ SAW – Submerged arc welding
➢ Método no qual o calor requerido
para fundir o metal é gerado por um
arco formado pela corrente elétrica
passando entre o arame de
soldagem e a peça de trabalho.
➢ A ponta do arame de soldagem, o
arco elétrico e a peça de trabalho
são cobertos por uma camada de
material granulado conhecido como
fluxo.
➢ Parte do fluxo é fundida gerando
uma capa protetora sobre a poça de
fusão da solda. O restante não
fundido é recolhido para a
reutilização.
➢ Não há arco visível nem faíscas.
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Processos de Fabricação
Tubos com costura :
Solda
• SAW Pipe : L-SAW
Spiral Seam Pipe
• ERW
➢ Aplicações
Fabricação de vasos de pressão, navios e barcos,
plataformas e tubos.
➢Vantagens
• Altas velocidades de soldagem;
• Boa integridade do metal de solda;
• Processo de fácil uso;
• Melhor ambiente de trabalho e maior segurança para
o operador uma vez que o arco está protegido pelo
fluxo.
➢Limitações
• Limitação de soldagem nas posições plana e
horizontal.
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Processos de Fabricação
• Tubos com costura : Solda • SAW Pipe
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Processos de Fabricação
• Tubos com costura :
Solda
➢ Na soldagem helicoidal/espiral é usada uma
bobina ao invés de chapas como no
processo de soldagem longitudinal.
➢ As bobinas são desbobinadas passando por
um conjunto de rolos seguidos de
fresamento das bordas da bobina.
➢ Isto permite a fabricação continua de tubos
de comprimento ilimitado.
➢ Soldagem de passo duplo, que consiste em
soldagem interna acompanhada pela
soldagem externa. Soldagem interna:
posição de 6 horas, soldagem externa:
posição de 12 horas.
➢ Variedade grande de diâmetros podem ser
produzidos.
➢ Usados para tubos com baixa solicitação de
pressão.
• SAW Pipe : L-SAW
Spiral Seam Pipe
• ERW
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Processos de Fabricação
• Tubos com costura :
Solda
• SAW Pipe : L-SAW
Spiral Seam Pipe
• ERW
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Processos de Fabricação
• Tubos com costura :
EWR
ERW
Solda
• SAW Pipe : L-SAW
Spiral Seam Pipe
• ERW
Electric Resistance Welding : pipe is welded without adding filler material
− Desbobinamento da chapa de aço;
− Formação dos tubos por meio de rolos;
− Soldagem por resistência (utilização de eletrodos
para gerar corrente, não há utilização do fluxo, as
superfícies semi fundidas são pressionadas juntas e a
força de compressão gera a fusão das mesmas);
− Tratamento térmico de normalização da solda;
− Calibragem dimensional;
− Corte;
− Ensaios não-destrutivos.
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Processos de Fabricação
ERW
Electric Resistance Welding : pipe is welded without adding filler material
https://www.youtube.com/watch?v=0x1uRR9Jb34
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Processos de Fabricação
ERW
Electric Resistance Welding : pipe is welded without adding filler material
https://www.youtube.com/watch?v=1dT55CaXGRA
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Corrosão downhole
CORROSÃO
“deterioração de
material, geralmente metálico, por
ação química ou eletroquímica do
meio ambiente associada ou não a
esforços mecânicos”.
O resultado dessa deterioração
introduz alterações prejudiciais e
indesejáveis, como por exemplo:
“desgaste, variações químicas ou
modificações estruturais”, de forma
que o material tem sua funcionalidade
comprometida.
Falha em coluna de produção de um poço de
gás (contendo CO2 e H2S), devido à corrosão.
O custo de retirada e substituição de uma
coluna em um poço típico on-shore é da ordem
de 2 milhões de dólares, além do custo de
produção cessante. Reparos e substituição em
linhas de transporte podem envolver custos
ainda maiores.
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Corrosão downhole
A lista de fatores para que o fenômeno corrosivo se manifeste é extensa,
de forma que identificar suas causas pode ser uma tarefa complexa.
•
•
•
•
•
•
•
•
Química
Eletroquímica
Corrosão galvânica
Corrosão por dióxido de carbono
(CO2)
Corrosão
por
sulfeto
de
hidrogênio (H2S)
Corrosão sob tensão
Corrosão sob fadiga
Corrosão-erosão
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Corrosão downhole
Esfoliação
Placas
Uniforme
Filiforme
Puntiforme
Alveolar
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Corrosão downhole
Corrosão eletroquímica (úmida)
Esse é o tipo de corrosão mais comum, pois é a que ocorre com os metais na presença de
água (pilha de corrosão).
•
•
•
Possuem três componentes essenciais, o cátodo, o ânodo e o eletrólito.
No cátodo acontece a redução, no ânodo a oxidação, e, por meio do eletrólito, a
corrente elétrica flui do cátodo para o ânodo.
Esse fluxo acontece por conta de uma diferença de potencial associada a diferentes
materiais e/ou meios.
Corrosão química (seca)
Contato direto entre o material e o agente corrosivo, sem presença de eletrólito (solução
aquosa) e sem formação de corrente elétrica.
Ex: formação de furrugem pela reação entre ferro metálico e oxigênio do ar, com produção de
óxido de ferro.
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Corrosão downhole
Corrosão galvânica (processo eletroquímico)
Também chamada de bimetálica: quando metais dissimilares são imersos em uma solução
corrosiva ou condutora, a diferença de potencial produz um fluxo de corrente entre eles e leva
a uma corrosão mais rápida do metal menos nobre.
Metal de sacrifício!
•
Metal mais resistente: catodo
•
Metal menos resistente: anodo.
•
O meio que permite o contato (físico
ou elétrico) : eletrólito
Ex: conexões entre tubing e um outro
componente; solda e material ao redor etc
Série Galvânica
Magnésio
Zinco
Alumínio
Aço Carbono
Aço baixa liga
Ferro fundido
Bronze
Cobre
Prata
Aço inox
Monel
Ouro Platina
Menos nobre
Anódico
Mais nobre
Catódico
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Corrosão downhole
Corrosão por dióxido de carbono (CO2)
Conhecida pelo termo “sweet corrosion”
Principal mecanismos de deterioração de tubulações na
indústria de petróleo e gás natural :
• Poços contem diferentes tipos de impurezas,
dentre elas, CO2
• Poços profundos: percentual de CO2 de até
20% do total de hidrocarbonetos (valor muito
superior aos encontrados no pós-sal);
• uso de técnicas de recuperação baseadas na
injeção deste gás para poços maduros (pré e
pós-sal)
➢ CO2 em condições normais de temperatura : não apresenta características
corrosivas
➢ Ao se dissolver em água : ácido carbônico (H2CO3)
Na forma aquosa dissociado, ao entrar em contato com superfícies metálicas,
desencadeia reações eletroquímicas que abrangem a dissolução anódica do
metal e a evolução catódica do hidrogênio : provocando a corrosão.
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Corrosão downhole
Corrosão por dióxido de carbono (CO2)
Reação global:
Nešić (2007, p. 4311), Zhang et al
(2012, p. 195), Santos (2009, p. 16) e
Jambo e Fófano (2008, p. 54)
Entretanto, a equação global não nos mostra quais os
processos de transformação que ocorrem na
dissolução do dióxido de carbono em meio aquoso
nem como se dá a formação do carbonato de ferro,
como também não nos mostra quais as reações
anódicas e catódicas do processo corrosivo por CO2
➢ Os reagentes são o ferro, o dióxido de
carbono e a água
➢ Os produtos de corrosão são o
carbonato de ferro (FeCO3) e o
hidrogênio molecular.
No caso específico do FeCO3, este
costuma se apresentar na forma de
filmes depositados sobre a superfície
metálica.
Como a corrosão por dióxido de carbono afeta principalmente os aços carbono, a utilização de revestimento nestes aços
pode ser uma solução para utilizá-los de forma eficaz em vez de utilizar aços mais caros.
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Corrosão downhole
Corrosão por dióxido de carbono (CO2)
Influência da temperatura e pressão na corrosão do aço carbono
•
Estudos demonstram que a temperatura é um dos
fatores mais importantes que afetam a corrosão do
aço-carbono em meios contendo CO2.
aumenta solubilidade do CO2 na solução aquosa e
subsequente ionização do ácido carbônico. Temperatura
acelera as reações eletroquímicas que ocorrem na
superfície do aço, afetando a formação dos produtos de
corrosão.
Segundo Bellarby (2009,
p. 445), para elevadas
temperaturas, ou seja,
acima
de
300ºF
(~150ºC), recomenda-se
o uso de tubos em 13Cr.
Tubing: L80 13Cr
•
Estudos demonstram que existe uma tendência no
aumento da taxa de corrosão com incremento na
pressão parcial do CO2.
Aumento da pressão acelera as reações catódicas e
aumenta o processo corrosivo.
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Corrosão downhole
Corrosão por dióxido de carbono (CO2)
Taxas de corrosão para diversos materiais (aço carbono e alguns aços ao cromo).
!!! Atenção para a
taxa de corrosão do
aço carbono, quando
comparado a alguns
aços de metalurgia
mais nobre, para
temperaturas
mais
elevadas
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Corrosão downhole
Corrosão por sulfeto de hidrogênio (H2S)
“A corrosão dos aços-carbono de
baixa liga pelo sulfeto de hidrogênio
sempre foi um tema de pesquisa
recorrente na área de exploração e
produção de petróleo e gás natural,
que adquiriu especial atenção depois
da descoberta do pré-sal em 2006 no
Brasil” Oliveira et al. (2018)
O sulfeto de hidrogênio está
naturalmente presente no
óleo e no gás e, junto com a
água emulsionada e o vapor
de
água,
tornam-se
ambientes ácidos propícios
para a corrosão.
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Corrosão downhole
Corrosão por sulfeto de hidrogênio (H2S)
Fragilização pelo hidrogênio: forma mais preocupante de corrosão.
A interação do hidrogênio com o metal acontece em quatro etapas:
•
•
•
•
Etapa I – adsorção - H2 entra em contato com o metal
Etapa II – dissociação - molécula de H2 se dissocia em
átomos H+
Etapa III – Absorção - H+ é absorvido para dentro do
material
Etapa IV – Difusão - H+ difunde-se através da rede
cristalina
hidrogênio atômico consegue se combinar e se
transforam em hidrogênio molecular – H2
aumento de volume
hidrogênio trapeado
exerce grande pressão
no interior do material
trincas e blisters (empolamentos)
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Corrosão downhole
Corrosão por sulfeto de hidrogênio (H2S)
Fragilização pelo hidrogênio: forma mais preocupante de corrosão.
Estágios da progapação da trinca: a) hidrogênio difundindo-se
para a zona de processo da pré-trinca; b) zona de processo
saturada de hidrogênio; c) trinca propaga na zona de processo da
pré-trinca e o hidrogênio migra para a nova zona de processo.
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Corrosão downhole
Corrosão sob tensão
Trata-se de uma das mais comuns e perigosas
formas de deterioração de materiais!
Ação combinada de tensões (residuais ou
aplicadas) e meios corrosivos.
➢ Quando se observa a fratura dos materiais,
ela é denominada de corrosão sob tensão
fraturante (stress corrosion cracking).
•
Corrosão sob tensão (solicitações estáticas)
Trincas desenvolvem-se sem indicação macroscópica de
fratura iminente, com quase nenhuma evidência de
produtos de corrosão.
➢ As tensões residuais que causam esse
processo de corrosão são geralmente
provenientes de operações de soldagem e
deformações a frio, como dobramento.
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Corrosão downhole
Corrosão sob fadiga
Caso um componente, sujeito a esforços cíclicos, se encontre em um meio capaz de
atacar química ou eletroquimicamente o material, tem-se as condições que
promovem a corrosão por fadiga.
•
•
Corrosão sob fadiga (solicitações cíclicas)
Corrosão sob tensão (solicitações estáticas)
➢ Diferentemente do dano por fadiga, a presença do meio corrosivo reduz a
resistência a fadiga do material a tal ponto que não há faixa de tensão segura
dentro da qual a vida do componente é infinita.
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Corrosão downhole
Corrosão-erosão
Dano por erosão no corpo de uma válvula
Corpo e sede de valvula gaveta
•
Corrosão por erosão é a degradação da superfície do material por ação mecânica, muitas vezes causada pelo contato
com líquidos, abrasão por detritos, partículas, bolhas, ou gotículas em suspensão em líquidos ou gases em alta
vazão.
•
Caracterizada pelo aumento da velocidade de ataque do metal devido ao movimento relativo entre um fluido corrosivo
e a superfície metálica
•
Caracterizada morfologicamente por sulcos, superfícies onduladas, buracos arredondados e valas que mostram um
padrão direcional.
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Seleção da Metalurgia
A tabela abaixo é proposta pela Metais Sumitomo para a seleção do aço em função
das pressões parciais de H2S e CO2.
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Vedações (https://www.youtube.com/watch?v=RhwX5yaZ9p0)
EEW 412 – Completação de Poços
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Vedações
Geometria e sistemas de vedação:
‘O’ring – Aplicações estáticas. Raramente
usado para aplicações dinâmicas pois é de
difícil ancoragem (mesmo com suporte de
plástico).
‘T’ seal – Aplicações dinâmicas pois é
facilmente ancorado pelos “backups” de
plástico. Ex. Hastes de pistão em DHSV.
‘V’ seal (Chevron) – Aplicações dinâmicas.
A pressão abre os Vs e aumenta a
eficiência. Ex. válvulas de gás lift
Bonded seal stack – Os elementos são
colados. Utilizada para alta pressão (10000
psi) com atuação bidirecional.
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Prof. Ilson Paranhos Pasqualino
Vedações
Elastômeros : polímeros de longa cadeia, com ligações cruzadas, que produz
um material hiperelástico.
São facilmente deformáveis
(baixo módulo de elasticidade)
e virtualmente incompressíveis
(Poisson = 0,5).
Cadeias do elastômero
amorfo
•
•
Os plásticos são mais rígidos.
São um back-up do elastômero e evitam que se deformem mais do que o
necessário.
➢ O elastômero perfeito deve ser resistente, hiperelástico, quimicamente
inerte, barato e de fácil fabricação: não existe!!
O elastômero deve ser escolhido equilibrando-se boas propriedades físicas e
resistência química.
EEW 412 – Completação de Poços
Prof. Ilson Paranhos Pasqualino
Vedações
Tabela resume elastômeros típicos usados na indústria de óleo e gás e suas
limitações químicas e físicas
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Prof. Ilson Paranhos Pasqualino
Vedações
Tabela resume plásticos típicos usados na indústria de óleo e gás e suas limitações
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Obrigada!
geovana@lts.coppe.ufrj.br
ilson@lts.coppe.ufrj.br
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