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UNIVERSIDADE TIRADENTES

CURSO DE TECNOLOGIA EM PETRÓLEO E GÁS

AMANDA MARINHO

MARCELO DE SOUZA

RAUF PIERRE

COLUNA DE PRODUÇÃO

Aracaju

2011

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AMANDA MARINHO

MARCELO DE SOUZA

RAUF PIERRE

COLUNA DE PRODUÇÃO

Pesquisa ao curso de

Tecnólogo de Petróleo e Gás,

sob orientação do profª Ana

Paula, como um dos pré-

requisitos para avaliação da

disciplina de Completação.

Aracaju

2011

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SUMÁRIO

1. INTRODUÇÃO 4

2. FILOSOFIA DA COMPLETAÇÃO 10

2.1. Segurança do poço 10

2.2. Aspecto Técnico/Operacional 10

2.3. Aspectos Econômicos 10

3. EQUIPAGEM DO POÇO 11

3.1 Bombeio Centrifugo Submerso (BCS) 11

3.2. Descida da coluna de Produção 8

3.3. Gravel Pack 9

3.4. Produção de Gás 9

4. COLOCAÇÃO DE UM POÇO DE PRODUÇÃO 9

5. PRINCIPAIS COMPONENTES DA COLUNA DE PRODUÇÃO 10

5.1 Tubo de produção 10

5.2 Shear-out 11

5.3 Hydro-trip 12

5.4 Niples de assentamento 13

5.5 Camisa deslizante (sliding sleeve) 14

5.6 Check Valve 15

5.7 Packer de produção 15

5.7.1 O packer recuperável 16

5.7.2 O packer permanente 17

5.8 Unidade Selante 18

5.8.1 Âncora 19

5.8.2 Trava 19

5.8.3 Batente 19

5.9 Junta telescopia (TSR) 19

5.10.Mandril de gas-lift 20

5.10.1 VGL de Orifício 21

5.10.2 VGL de Pressão 21

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5.10.3 VGL Cega 22

5.11 Válvula de segurança de subsuperfície (DHSV) 22

5.11.1 Tipos de DHSV 23

5.11.1.1Enroscadas na Coluna ou insertaveis 23

5.11.1.2 Controlável ou Não Controlável da Superfície 23

5.11.1.3 Auto-Equalizável ou não Auto-Equalizável 23

6. EQUIPAMENTOS DE SUPERFÍCIE 23

6.1. Equipamento de superfície -Cabeça de produção 24

6.2. Equipamento de superfície - Árvore de natal convencional (ANC) 24

6.3 Equipamento de superficie – Árvore de Natal Molhada (ANM) 25

6.3.1 ANM-DO 26

6.3.2 ANM-DA 26

6.3.3 ANM-DL 27

6.3.4 ANM-DLL 27

6.3.5 ANM – GLL 28

7. CONCLUSÃO 31

8. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS 32

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1. INTRODUÇÃO

A coluna de produção é constituída basicamente por tubulação metálica

removível, onde fica conectada outros componentes que cumprem função

específica durante a produção do poço, é a tubulação de menos diâmetro

descida pelo interior do revestimento de produção, com as seguintes objetivos:

Conduzir o fluído produzido pelo reservatório;

Permitir circulação de fluidos;

Permitir a instalação de equipamentos para elevação artificial;

Proteger o revestimento de pressões mais elevadas;

Proteger o revestimento de fluidos corrosivos.

Possibilitar a circulação de fluidos para o amortecimento do poço, em

intervenções futuras.

Na concepção de uma coluna sempre devem ser considerados três fatores:

Segurança;

Operacionalidade;

Econômico.

Para decidir sobre um projeto de coluna de produção, vários fatores são

levados em consideração, entre eles estão:

Situação (onshore ou offshore);

Sistema de elevação dos fluídos (surgente ou artificial);

Características do fluído a ser produzido;

Contenção de areia;

Vazão;

Número de zonas de produção (no qual a depender, terá completação

simples, dupla ou seletiva), etc. Além desses aspectos, devem otimizar

questões de segurança, econômico, e técnico/operacional.

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Figura 1 – Tipos de Completação

(a) Simples

(b) Seletiva

(c) Dupla

(a) (c)(b)

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2. FILOSOFIA DA COMPLETAÇÃO

2.1. SEGURANÇA DO POÇO

Durante toda a vida de um poço (perfuração, avaliação, completação,

produção & “workover”) deverá haver, necessariamente, equipamentos de

superfície e subsuperfície que permitam total segurança.

2.2. ASPECTO TÉCNICO/OPERACIONAL

Deve-se buscar uma completação de forma a:

Não danificar o Reservatório;

Maximizar a produção (ou injeção);

Minimizar os custos;

Torná-la a mais permanente possível, de forma que, idealmente, não

sejam necessárias intervenções, por problemas mecânicos, durante toda a

vida produtiva do poço;

Executá-la da forma mais simples possível.

2.3. ASPECTOS ECONÔMICOS

O investimento necessário depende de:

Localização do poço (mar/terra);

Infra-estrutura para o escoamento da produção;

Tipo de poço (vertical, direcional, horizontal, multilateral);

Finalidade [produção - (gás, óleo); injeção - (gás, água)]

Potencial de Produção/Injeção;

Número de zonas produtoras;

Mecanismo de produção do reservatório;

Necessidade de estimulação;

Controle/exclusão da produção de areia;

Método de elevação (surgente, gás lift, BCS, bombeio mecânico, etc).

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3. EQUIPAGEM DO POÇO

Uma coluna de produção pode ter uma cauda permanente que permite,

numa futura intervenção, retirar apenas a parte superior e manter isolados os

intervalos canhoneados. A cauda permanente consiste de ferramentas

instaladas abaixo do TSR (Tubing Seal Receptacle), ou Junta telescopia. O

projeto de uma coluna de produção é função de uma serie de fatores, tais

como:

- localização do poço (terra ou mar);

- Sistema de elevação (surgente ou com elevação artificial);

- Características corrosivas ou abrasivas do fluido a ser produzido;

- Necessidade de contenção da produção de areia;

- Vazão de produção;

- Número de zonas produtoras (completação simples, dupla ou seletiva), etc.

Uma composição ótima de coluna deve levar em conta os aspectos de

segurança, técnico/operacional e econômico.

3.1 Bombeio Centrifugo Submerso (BCS)

É um método de elevação artificial que consiste fundamentos no incremento

de pressão de fundo dado por uma bomba centrifuga de múltiplos estágios que

é acionada por um motor elétrico trifásico acoplado a bomba através de um

selo protetor. O conjunto BCS deve ser dimensionado de acordo com o índice

de produtividade em que a sucção da bomba fique sempre submergida. O BCS

é montado na extremidade da coluna de produção e nela são instalados

equipamentos que tem finalidade de drenar o óleo de tubo para o anular

(sliding sleeve) nas operações de retirada evitando assim o banho de óleo na

superfície.

Quando se deseja medir e ou registrar os valores de pressão e temperatura

no fundo, é descido com o motor, um sensor que emite sinais para a superfície,

utilizando o mesmo cabo que conduz energia para o motor. Estes sinais são

decodificados e mostrados os valores de forma digital num monitor na

superfície. Pode-se utilizar uma impressora para registro desses valores.

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Figura 2 - Sistema BCS completo montado em um poço.

Fonte: Thomas, 2004.

3.2 Descida da coluna de Produção

De uma maneira geral a seleção da tubulação leva em consideração quatro

fatores:

- Máxima vazão esperada, determinar o diâmetro nominal da coluna;

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- Fluido que será produzido: escolher tipo de aço (grau) da coluna bem como

de suas conexões;

- Esforços Mecânicos: a coluna vai estar solicitada (tração, pressão interna

e externa) e o tipo de aço, onde determina a espessura da parede do tubo de

produção (peso).

- Diâmetro interno do revestimento de produção 5 ½” ou 7”.

Figura 3 - Descida do revestimento de produção

Fonte: Filho, Gelson; 2007

3.3 Gravel Pack

O Gravel Pack é uma técnica para controle da produção de areia de

formações com problemas de consolidação.

A extração do óleo em arenitos friáveis tem apresentado constantes desafios

à indústria do petróleo, nem tanto pela necessidade da contenção da produção

de areia propriamente dita, mas pelas altas perdas de carga impostas pelo

processo, que podem abreviar em alguns anos, a vida produtiva de um poço.

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Figura 4 – Gravel Pack sendo utilizado em uma recompletação

Fonte: Revista JPT Online, 2004

3.4. Produção de Gás

Em poços produtores de gás ou com pressão anormalmente alta, emprega-

se o conjunto packer permanente com pressão diferencial de trabalho superior

à do conjunto packer hidráulico.

4. COLOCAÇÃO DE UM POÇO DE PRODUÇÃO

A surgência dos fluidos na superfície pode ser induzida por válvulas de gas-

lift pelo flexitubo, pela substituição do fluido da coluna por outro mais leve ou

por pistoneio, que são formas de aliviar a pressão hidrostática do fluido

existente na coluna de produção.

Os dois primeiros métodos trabalham com a gaseificação do fluido do interior

da coluna como a forma de diminuir sua hidrostática. No primeiro, o gás é

injetado inicialmente no espaço anular, passando posteriormente para o interior

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da coluna, de forma controlada, através de válvulas especiais (válvulas de gas-

lift). O segundo método o gás é injetado por um tubo flexível descido pelo

interior da coluna de produção. O pistoneio consiste na retirada gradativa do

fluido do poço, através de um pistão descido a cabo.

Quando o poço não tem condições de produzir por surgência, dá-se a

partida no equipamento de elevação artificial e efetuam-se testes para verificar

a eficiência dos equipamentos. Um teste inicial de produção é sempre realizado

para medir a vazão de produção e avaliar o desempenho do poço, para quem

se possam realizar os ajustes necessários.

5. PRINCIPAIS COMPONENTES DA COLUNA DE PRODUÇÃO

5.1. Tubo de produção

É o componente de maior consumo e custo em uma coluna de produção.

Usado para conduzir a produção desde à formação até à superfície ou para

conduzir o gas-lift no sentido contrário

A seleção da tubulação a ser empregada num determinado poço leva em

conta o diâmetro interno do revestimento de produção, a vazão de produção

esperada, o tipo de fluido a ser produzido e os esforços mecânicos a serem

suportados. Em razão dos esforços que a coluna será submetida durante sua

vida útil (tensões de tração, de colapso e pressão interna), é definida o grau do

aço, a espessura de parede requerida e, conseqüentemente, seu peso por

metro.

A estanqueidade da coluna de produção é muito importante, e normalmente

se utilizam conexões com roscas finas que promovem a vedação metal-metal.

Os principais tipos de rocas:

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Figura 5 - Tabela de produção mais usuais.

Fonte: Apostila da Petrobras

2.7/8” EU 3.1/2” EU 4.1/2” EU

Grau do aço N-80 N-80 N-80

Peso (Ib/pé) 6,5 9,3 12,75

Diâmetro interno (pol) 2,441 2,992 3,958

Diâmetro externo (pol) 3,668 4,500 5,563

Resistência ao colapso

(psi)

11160 10530 7500

Pressão interna (psi) 10570 10160 8430

Resistência a tração (psi) 144960 202220 288040

Torque (lb.pé) 2800 3200 4000

Tabela 1 – Propriedades dos dutos

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4.2. Shear-out

É um equipamento instalado na extremidade inferior da coluna de produção

que permite o tamponamento temporário desta. Também conhecido por sub de

pressurização. Possui três sedes, duas superiores que são vedadas com o

lançamento de esferas de diâmetros diferentes, e a inferior tamponada. A sede

tamponada é utilizada para o assentamento de packers, cujo mecanismo de

assentamento demanda pressão (packer hidráulico e hidrostático), e o número

de parafusos de cisalhamento é dimensionado de acordo com a pressão

necessária para o assentamento do packer. Ao se pressurizar a coluna, a força

atuante na sede faz com que os parafusos cisalhem, caindo à sede no fundo

do poço e liberando a passagem pela coluna.

Caso haja necessidade de tamponar novamente a shearout, esferas

compatíveis com cada uma das sedes são lançadas no poço, promovendo a

vedação da coluna de cima para baixo. Para abrir ao fluxo novamente, basta

pressurizar a coluna. Uma vez rompida à sede inferior, a shear-out passa a

funcionar como uma boca de sino, pois tem a sua extremidade inferior biselada

para facilitar a reentrada de ferramentas na coluna de produção.

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Figura 6 - Esquema de sheart-out tripla.

Fonte: Apostila da Petrobrás

4.3. Hydro-trip

Também serve para o tamponamento temporário da coluna, podendo ser

instalada em qualquer ponto desta. A sede não cai para o fundo do poço, pois

tem uma reentrância apropriada para isto, e apresenta a desvantagem de não

permitir a passagem plena na coluna após o rompimento da sede. O

dimensionamento dos parafusos de cisalhamento e a operação são

semelhantes à da shear-out.

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Figura 7 – Hydro – trip dupla.

Fonte: Apostila da Petrobrás

4.4. Niples de assentamento

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, tantos

quantos necessários, em vários pontos da coluna.

Figura 8 – Nipples para assentamento de tampões mecânicos.

Fonte: Apostila da Petrobrás

Há dois tipos principais de nipples de assentamento: não-seletivo (R) e

seletivo (F). O nipple não-seletivo possui um batente na parte inferior, com

diâmetro interno menor que o diâmetro interno da área polida. Normalmente, é

utilizado quando a coluna requer um único nipple ou como o último (mais

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profundo) de uma série de nipples do mesmo tamanho. O nipple seletivo não

possui batente, isto é, a própria área selante serve de batente localizador.

Podem ser instalados vários nipples seletivos de mesmo tamanho numa

mesma coluna e, nesse caso, o assentamento é feito pela ferramenta de

descida ou pelo tipo de trava do equipamento a ser instalado.

4.5. Camisa deslizante (sliding sleeve)

Possui uma camisa interna que pode ser aberta ou fechada, quando

necessário, através 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 coluna anular. As camisas deslizantes podem

ser utilizadas em completações seletivas, possibilitando colocar em produção

ou isolar zona(s) empacotada(s) por dois packers.

Figura 9 – Camisa deslizante (sliding sleeve).

Fonte: Apostila da Petrobrás

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4.6. Check Valve

É uma 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.

4.7. Packer de produção

O obturador, ou packer, tem a função básica de promover a vedação do

espaço anular entre o revestimento e a coluna de produção, numa determinada

profundidade, com os seguintes objetivos:

- 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).

- Os packers são constituídos por borrachas de vedação, cunhas, pinos de

cisalhamento para assentamento e pinos (ou anel) de cisalhamento para

desassentamento.

- Os packers podem ser dos tipos recuperável ou permanente.

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Figura 10 - Packer de Produção

Fonte: De Paula, J. L;

4.7.1. O packer recuperável:

Pode ser assentado e recuperado muitas vezes.

- é descido na própria coluna de produção.

- o assentamento pode ser mecânico, hidrostático ou hidráulico, dependendo

do modelo de packer utilizado.

Os modelos de assentamento mecânico são assentados por rotação da

coluna, seguida de aplicação de peso ou tração, dependendo do mecanismo

de assentamento (compressão ou tração).

Os packers hidrostáticos são assentados por pressurização da coluna e o

desassentamento é realizado tracionando-se a coluna.

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Figura 11 – Esquema do packer de produção recuperável.

Fonte: Apostila da Petrobrás

4.7.2 O packer permanente

O assentamento, não pode mais ser recuperado. Pode apenas ser cortado,

deslocando-se a carcaça para o fundo do poço. Geralmente é descido a cabo,

conectado a uma ferramenta de assentamento. Após ser posicionado na

profundidade desejada, aciona-se eletricamente a ferramenta de assentamento

e ocorre a detonação de um explosivo que cria um movimento da camisa

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superior para baixo, comprimindo todo o conjunto até a camisa retentora. Este

movimento expande o elemento de vedação e as cunhas contra o

revestimento.

Figura 12 – Exemplo de pcker permanente.

Fonte: Apostila da Petrobrás

4.8. 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.

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Figura 13 – Unidades Selantes.

Fonte: Apostila da Petrobrás

4.8.1 Âncora

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 rotação à direita. Os dentes da garra têm perfil horizontal

na parte superior, o que garante a impossibilidade de liberação por tração.

4.8.2 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.

4.8.3 Batente

Este tipo de unidade selante não trava, pois não possui rosca. Para retirá-Ia

basta tracionar a coluna.

4.9 Junta telescopia (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

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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 basicamente de duas partes independentes: a camisa externa e

o mandril. A camisa externa é solidária com a parte superior da coluna e é

composta de dois conjuntos de barreiras de detritos, quatro conjuntos de

unidades selantes e a sapata-guia. O mandril é solidário com a parte inferior da

coluna e possui um perfil F no topo, seguido de mandril polido e duas sedes

para parafusos de cisalhamento.

Figura 14 – Junta Telescópia (TSR)

Fonte: Apostila da Petrobrás

A vedação entre os dois conjuntos (camisa externa e mandril) é feita pelo

conjunto de unidades selantes sobre o mandril polido. O travamento entre os

dois conjuntos, para descida ou retirada, é feito através da sapata-guia que se

encaixa no mandril e por parafusos de cisalhamento, que tanto podem ser

instalados para ruptura por tração ou compressão.

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O perfil F no topo do mandril tem a finalidade de possibilitar o isolamento da

coluna através do tampão mecânico e também possibilitar a limpeza dos

detritos, por circulação, que porventura se acumulem acima do tampão.

4.10 Mandril de gas-lift

Os mandris de gas-lift são os componentes da coluna de produção que

servem para alojar as válvulas que permitirão a circulação de gás do espaço

anular para a coluna de produção.

Estas válvulas podem ser assentadas e retiradas através de operações a

cabo e destinam-se à elevação artificial por gaslift.

Figura 15 – Madril de gás-lift.

Fonte: Apostila da Petrobrás

Os mandris são excêntricos, isto é, as bolsas de assentamento das válvulas

são localizadas na lateral do mandril, só sendo acessíveis com a utilização de

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ferramentas especiais (desviadores) através de operações com cabo. Assim,

os mandris mantêm um diâmetro interno igual ao dos tubos de produção.

4.10.1 VGL de Orifício

Serve para injeção de gás em coluna de elevação artificial por gás lift.

Sempre esta aberta no sentido anular-coluna, e não permite passagem no

sentido coluna-anular.

4.10.2 VGL de Pressão

Serve para ajudar a aliviar o peso da coluna hidrostática durante a indução

de surgência. Na coluna de produção a válvula de alivio fica posicionada acima

da válvula operadora (de orifício) é calibrada para fechar a pressão no anular.

4.10.3 VGL Cega

Serve para reservar uma posição estratégica na coluna para comunicação

coluna-anular.

4.11 Válvula de segurança de subsuperfície (DHSV)

Existem dois principais de DHSV (Down Hole Safety Valve): as enroscadas

na coluna, conhecidas como tubing mounted, que são conhecidas diretamente

na coluna de produção; e as insertáveis, ou wireline retrievable que são

instaladas após a descida da coluna através de operação com cabo.

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Figura 16 – Desenho esquemático da DHSV tubing mounted.

Fonte: Apostila da Petrobrás

É um equipamento posicionado cerca de 30 m abaixo da superfície, ou

fundo do mar, que tem a função de fechar o poço em casos de emergência.

Como fica instalada dentro do poço, não pode ser danificada por fogo ou

colisão, o que garante a sua operacionalidade nas situações de emergência,

quando efetivamente é necessária.

A DHSV contem uma mola que tende a fechá-la, sendo mantida na posição

aberta através de uma linha de controle conectada à superfície,

permanentemente pressurizada. Havendo despressurização dessa linha a

válvula se fecha.

4.11.1 Tipos de DHSV

4.11.1.1Enroscadas na Coluna ou insertaveis

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São conectadas diretamente na coluna de produção, são confiáveis,

apresentam restrições ao fluxo e são mais caras que as insertáveis. A principal

desvantagem reside no mau funcionamento, ou problema que necessite

removê-la, ter-se que retirar a árvore de natal e coluna de produção.

4.11.1.2 Controlável ou Não Controlável da Superfície

As controláveis da superfície são normalmente fechadas não dependem das

características de fluxo do poço, elas podem ser enroscadas na coluna ou

insertáveis.

A não Controlável da superfície é afetada pela variação de fluxo do poço.

Um fluxo superior ao utilizado na calibração atua a válvula provocando seu

fechamento.

4.11.1.3 Auto-Equalizável ou não Auto-Equalizável

A auto-equalizável não necessita de fonte externa de pressão para equalizar

as pressões acima e abaixo do dispositivo de vedação para a abertura da

válvula.

Na não auto-equalizável o despositivo de vedação (flapper ou esfera) só é

acionado para abertura após equalizar as pressões acima e abaixo da válvula.

5. EQUIPAMENTOS DE SUPERFÍCIE

São os equipamentos responsáveis pela ancoragem da coluna de produção,

pela vedação entre a coluna e o revestimento de produção e pelo controle do

fluxo de fluidos na superfície.

Existe uma série de equipamentos padronizados que constituem os diversos

sistemas de cabeça de poço, para a completação de poços terrestres e

marítimos.

São os seguintes os principais equipamentos de cabeça de poço:

- Cabeça de produção

- Árvore de natal convencional (ANC)

- Árvore de natal molhada (ANM).

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5.1. Equipamento de superfície -Cabeça de produção

É um carretel com dois flanges e duas saídas laterais. 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 (em poços equipados com gas-lift) e na outra a linha de matar (kill line),

para um eventual amortecimento do poço.

Figura 17 – Cabeça de produção com adaptador.

Fonte: Apostila da Petrobrás

5.2. Equipamento de superfície - Árvore de natal convencional (ANC)

É o equipamento de superfície constituído por um conjunto de válvulas tipo

gaveta, com a finalidade de permitir, de forma controlada, o fluxo de óleo do

poço. Normalmente a ANM é equipada com duas válvulas mestras (uma

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inferior manual e uma superior com acionamento hidráulico), duas laterais (uma

normal e outra com acionamento pneumático), além de uma válvula manual de

pistoneio.

As válvulas mestras têm a função principal de fechamento do poço. As

laterais têm o objetivo de controlar o fluxo do poço, direcionando a produção

para a linha de surgência. Já a válvula de pistoneio tem a função de, quando

aberta, permitir a descida de ferramentas dentro da coluna de produção.

Figura 18 – Árvore de Natal convencional (ANC).

Fonte: Machado, J.

5.3 Equipamento de superficie – Árvore de Natal Molhada (ANM)

A árvore de natal molhada (ANM) é um equipamento instalado no fundo do

mar, constituído basicamente por um conjunto de válvulas tipo gaveta, um

conjunto de linhas de fluxo e um sistema de controle interligado a um painel

localizado na plataforma de

produção.

As ANMs podem ser classificadas, quanto ao modo de instalação e de

conexão das linhas de produção e controle:

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• diver operated (DO) - operadas por mergulhador;

• diver assisted (DA) - assistida por mergulhador;

• diverless (DL) - operada sem mergulhador;

• diverless lay-away (DLL) - operada sem mergulhador;

• diverless guidelineless (GLL) - operada sem mergulhador e sem cabos-

guia.

5.3.1 ANM-DO

As ANMs do tipo DO, de baixo custo de aquisição, foram introduzidas para

viabilizar a produção de campos ou poços marginais em águas de até 200

metros de profundidade.

Mergulhadores podem operar válvulas manuais e realizar conexões das

linhas de fluxo e controle.

Figura 19 - NA tipo DO.

Fonte: Machado, J.

Um inconveniente característico é a necessidade de usar mergulhadores

para desconectar as linhas de produção e controle da ANM para retirar a

árvore toda vez que for necessário intervir no poço.

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5.3.2 ANM-DA

São ANMs instaladas em poços localizados em profundidade de até 300

metros, onde o único trabalho previsto para mergulhadores é a conexão das

linhas de fluxo e controle.

Não existem válvulas de acionamento manual. Um inconveniente

característico é a necessidade de usar mergulhadores para desconectar as

linhas de produção e controle da ANM para retirar a árvore toda vez que for

necessário intervir no poço.

Figura 20 – ANM tipo DA.

Fonte: Machado, J.

5.3.3 ANM-DL

São ANMs destinadas a poços de até 400 metros de lâmina d’ água. Todas

as conexões e/ou acoplamentos são feitos através de ferramentas ou

conectores hidráulicos, inclusive linhas de fluxo de controle.

Podem ser considerados as precursoras das atuais ANMs DLL e GLL, pois

os conceitos utilizados nestas ultimas foram evoluções decorrentes das muitas

dificuldades enfrentadas na instalação das ANMs DL. Como as primeiras ANMs

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DL foram instaladas em lâmina d’ água inferiores a 300 metros, onde é possivel

utilizar mergulho saturado, varias dificuldades foram solucionadas com o auxilio

de mergulho, o que não mais seria possivel em profundidades maiores. Os

sistemas de conexão das linhas de produção e controle da ANM ream de

dimensões bastante elevadas e pouco operacionais.

5.3.4 ANM-DLL

Estas ANMs solucionaram o maior problema das ANMs do tipo DL, ou seja,

a dificuldade de conexões das linhas de fluxo e controle da ANM. Estas ANMs

já descem com as linhas de fluxo e controle conectadas diretamente à ANM,

ou, como outra opção, conectadas a uma base adaptadora de produção (BAP),

descida antes da própria ANM. Possuem também interface para operações

com ROV (Remote Operated Vehicle).

A descida de ANM, ou da BAP, é feita em conjunto com as linhas de fluxo e

controle lançadas pelo barco de lançamento de linhas, de onde provem a

classificação lay-away. Quando as linhas são descidas em conjunto com a

ANM, é possível testar todas as interfaces antes do lançamento, verificando e

corrigindo qualquer tipo de vazamento, o mesmo não ocorrendo quando as

linhas são lançadas com a base adaptadora de produção (BAP).

Este tipo de ANM, com lançamento de linhas do tipo lay-away, possui o

inconveniente de se necessitar a coordenação de programação do barco de

lançamento com a sonda de completação, prejudicando o cronograma de

lançamento de linhas do barco, pois as operações de completação geralmente

apresentam atrasos decorrentes das anormalidades enfrentadas.

A grande vantagem deste sistema se refere à existência de um berço na

base adaptadora de produção, onde o mandril das linhas de fluxo vai se apoiar.

Caso seja necessária a retirada da ANM, durante uma intervenção, as linhas

de fluxo e controle permanecerão intocadas, tornando a reconexão automática,

quando do retorno da ANM à sua posição.

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5.3.5 ANM – GLL

Estas ANMs utilizam também uma base adaptadora de produção (BAP),

com funções idênticas àquelas das ANMs DLL. Como o sistema de cabeça de

poço submarino não utiliza cabos-guia, todas as orientações nos acoplamentos

são feitas através de grandes funis, utilizando sistemas com rasgos e chavetas.

Figura 21 – ANM tipo GLL

Fonte: Machado, J.

Em junho de 1997 foi completado o poço MLS-3, numa lâmina d'água de

1.700 metros, com ANM GLL, um novo recorde mundial. Este tipo de árvore

era o mais avançado modelo existente naquela época.

Um novo conceito de lançamento de linhas de produção e controle vem

sendo empregado com este tipo de ANM, o antigo conceito lay-away, em que

as linhas de fluxo são lançadas conjuntamente com a ANM, está sendo

substituído pela conexão vertical (CV), com uso de trenó. Neste tipo de

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conexão o mandril das linhas de fluxo é lançado com o trenó, ao lado da

cabeça do poço, independentemente da descida da base adaptadora de

produção ou da ANM. Este procedimento melhora a produtividade de

lançamento de linhas do navio, já que não mais necessita de sua coordenação

simultânea com a descida da ANM ou da BAP.

O conceito de conexão vertical (CV) foi estendido, originando o conceito de

conexão vertical direta (CVD), que ao invés de fazer uso do trenó para

abandonar o mandril das linhas de fluxo ao lado do poço, posiciona-o

diretamente em seu berço localizado na BAP.

Um fato novo tem se verificado nas completações mais recentes.

Anteriormente, as bases adaptadoras de produção eram compradas sempre

em conjunto com a ANM, possibilitando que os testes de estanqueidade das

conexões das linhas de controle e fluxo à ANM fossem realizados na fábrica e

na sonda, antes de sua instalação. Atualmente, em função dos cronogramas

de completação existentes e visando minimizar o estoque de ANMs, as bases

estão sendo compradas e entregues descasadas das ANMs.

Figura 22 – Conceito da conexão vertical (CV).

Fonte: Machado, J.

1

Com esta nova sistemática, os poços estão sendo completados até a

instalação de suspensor de coluna na base adaptadora de produção, e

abandonados temporariamente. Isto se deve ao fato de que o tempo de

fabricação de uma ANM (em tomo de 18 meses) é muito maior que o tempo de

fabricação das bases (três meses), e desta forma, quando as ANMs forem

entregues e a unidade estacionária puder receber a produção dos poços, a

finalização das completações se dará de forma bastante rápida, antecipando a

produção.

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6. CONCLUSÃO

A coluna de produção tem como objetivo colocar o poço em contato com a

superfície, proporcionando segurança e controle do fluido que venha a ser

produzido. Também resulta em grandes facilidades mecânicas, químicas e

físico-químicas que permitem a produção ou injeção de fluidos, sejam eles

óleo, gás, água, vapor, misturas e fluidos especiais. É uma etapa da

completação de um poço e é importante pro resto da vida produtiva do poço

até o seu abandono definitivo, que pode durar várias décadas .

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7. GLOSSÁRIO

ANM: Árvore de natal molhada.

Assentamento: Ação de assentar; assento. Registro, nota, averbamento.

Ajustamento das peças de uma construção ou aparelho. Aplicação das cores

na tela, tábua etc.

Canhoneio: Troca ou série de tiros de canhão.

Cimentação: Fase da diagénese caracterizada pelo preenchimento entre os

detritos por substâncias minerais.

Cisalhamento: Fazer corte em; cortar as bordas de (em matéria dura ou

metálica).

Colapso: Medicina Diminuição súbita e geral da energia do sistema nervoso e

de todas as funções que dele dependem. Estado de prostração e depressão

extremas. Medicina Achatamento anormal das paredes de uma parte ou órgão.

Medicina Colapso cardíaco, debilidade repentina das contrações cardíacas;

adinamia cardíaca.

Completação Molhada: Neste caso os poços de completação molhada estão

completamente submergidos, e a cabeça de poço e sua árvore de natal estão

localizadas no fundo do mar. Este tipo de poço normalmente é perfurado e

completado por uma sonda flutuante utilizando-se de técnicas de perfuração e

completação submarina.

Completação Seca: Diz-se que um poço é de completação seca se a cabeça

de poço e a árvore de natal estão acima da superfície do mar, estes tipos de

poços permitem que sua intervenção seja feita por meio de uma sonda de

superfície instalada na própria plataforma produtora. Esta tecnologia durante

anos foi a única que permitia a produção de poços de petróleo localizados no

mar.

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Contração: Aperto; encolhimento. Compressão devido à acção de uma força

conjunta que age em determinado sentido ou de forças disjuntas que se

exercem em sentidos diferentes, mas num mesmo alvo.

Corrosivos: Que, ou aquilo que corrói. Que, ou aquilo que destrói, ou

desorganiza. Cáustico.

Diâmetro: Comprimento de uma linha reta que passa pelo centro de um círculo

ou de uma esfera e que toca seus limites. A própria linha. O raio liga o centro

de um círculo ou de uma esfera aos seus limites. Sua medida é a metade do

comprimento do diâmetro. Quando um microscópio ou telescópio amplia o

tamanho de um objeto, o grau de ampliação é expresso em diâmetros.

Flange: Flange é um disco em forma de aro, adaptado na extremidade de um

tubo, ou fundido com este, que serve para a ligação com outro tubo nas

mesmas condições.

Fluido: Substância que se deforma continuamente, quando submetida a um

esforço tangencial, não dependendo o quanto é a intensidade desta força.

Gaseificação: Ato ou efeito de gaseificar; transformar em gás. Transformação

de sólido para gasoso.

Gas-Lift: Método de produção baseado numa controlada (profundidade, vazão,

intervalo, duração etc.) injeção de gás na coluna de produção.

Mandril de gás lift: É um componente da coluna de produção que serve para

alojaras válvulas, as quais através de operações à cabo podem ser assentadas

eretiradas; essas válvulas propiciam a injeção de gás do espaço anular para o

interiorda coluna de produção.

Perfuração: Ato ou efeito de perfurar.

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Pressão: Grandeza normalmente definida como força por unidade de área. Em

física, aplica-se o conceito geralmente aos fluidos. Quando um fluido é

submetido a forças, exerce-se uma pressão sobre ele. Quanto maior a força,

maior a pressão. A pressão é expressa no Sistema Internacional de Unidades

em newton por metro quadrado, unidade também denominada pascal.

Pressurização: É a forma de igualar pressões, no meio líquido ou gasoso.

Reservatório: O que é próprio para reservar; Lugar destinado a reservar coisas.

Rotacionar: Quando alguma coisa gira ao redor de seu próprio eixo.

Tamponamento: Obstruir com tampão: tamponar um buraco. / Introduzir

tampão em, a fim de estancar o sangue ou qualquer secreção. / Química

Manter constante o pH de (uma solução), mediante o emprego de tampão

adequado.

Tração: Ação ou efeito de tracionar, de puxar. Ação exercida pelas rodas

motrizes e transmitida a todo o veículo, levando-o a deslocar-se. Mecânica

Situação de um corpo submetido à ação de uma força que tende a alongá-lo.

Tração direta, sistema de tração das locomotivas em que os induzidos dos

motores são montados diretamente sobre os eixos das rodas. Medicina Método

ortopédico aplicado para correção de fraturas. Tração rítmica da língua, recurso

de emergência, realizado para excitar a respiração dos afogados e asfixiados.

Tubulação: Conjunto de tubos por onde se transporta diversos produtos como

água, gás, etc.

Vazão: É o volume de determinado fluido que passa por uma determinada

seção de um conduto que pode ser livre ou forçado por uma unidade de tempo.

Ou seja, vazão é a rapidez com a qual um volume escoa.

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Vedação: Ato ou efeito de vedar. / Aquilo que serve para vedar. / Tapume,

sebe.

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8. REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS

- THOMAS, J. E. - Fundamentos de Engenharia de Petróleo, Petrobras

1992.

- MIURA, K.; GARCIA, J. E. L.; CALDAS Manual de Completação da

Petrobrás, E&P-BC, Macaé,RJ, 1988.

- ROSSI, N. C. M. Bombeio Centrifugo Submerso,

Petrobrás/Serec/Salvador, 1981.

- NETO, A. B. C. Apostila sobre Coluna de Produção, Maio, 2005.

- ROSSI, N. C. M. Fundamentos de Produção, Petrobrás, Salvador, 1989.

- ROSSI, N. C. M. al. Apostila de DHSV, Maio, 1998.

- LANDMARK, Tubular Design Training Manual, Março, 2000.

- CUNHA, NILSON. - Engenharia de Produção 1, 1998.

- JPT ONLINE; http://www.jptonline.org/

Acesso em: 10/11/2011, às 16:15hr.

- ENERGEN, Completação de Poços, 2008.