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Problemas de estabilização de poços petrolíferos: as
questões críticas no onshore e no offshore
Andreia Filipa Coutinho Pereira
Dissertação para obtenção do Grau de Mestre em
Engenharia Geológica e de Minas
Orientador: Prof. António José da Costa Silva
Júri
Presidente: Prof. Amílcar de Oliveira Soares
Orientador: Prof. António José da Costa Silva
Vogal: Prof. Nuno Lamas de Almeida Pimentel
Dezembro, 2014
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AGRADECIMENTOS
No final deste trabalho, pretendo agradecer a todos aqueles que, directa ou indirectamente, deram o
seu contributo para realização deste trabalho.
Primeiramente, agradeço ao Professor António Costa Silva pela orientação desta dissertação, pelo
apoio e motivação ao longo deste último ano da minha vida académica.
Ao Engenheiro Luís Guerreiro, Doutor Júlio Branco e Sílvio Carneiro, colaboradores da Partex Oil and
Gas, pela partilha de conhecimentos, revisões e críticas, fundamentais para a realização e
enriquecimento deste trabalho, mas também pela disponibilidade e empenho com que me orientaram.
Deixo também um agradecimento à Sofia Costa, pela disponibilidade e simpatia com que me recebia
nas minhas deslocações à empresa.
Ao André Dias, meu namorado e companheiro inseparável, que sempre acreditou em mim e me deu
força e coragem para nunca desistir. Pela paciência e persistência nos momentos mais difíceis , por
ser tantas vezes a âncora e ao mesmo tempo me fazer sorrir.
Aos meus pais e avó, pela formação, amor e carinho manifestados em todos os momentos e por
terem aceitado e compreendido sempre a necessidade de outros mais ausentes. Um especial
agradecimento ao meu pai por me ter obrigado a superar-me.
Aos amigos e colegas que me apoiaram e incentivaram desde o início do meu curso, especialmente à
Inês Fernandes e à Joana Lopes, pela disponibilidade e apoio constantes e por terem sido ouvintes
nas fases cruciais.
Por fim, ao LTIDECivil, por ter tornado a minha passagem pelo IST num período memorável.
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RESUMO
A integridade dos poços petrolíferos tem despertado um interesse crescente na indústria petrolífera.
Há muito que os equipamentos, técnicas e procedimentos operacionais são melhorados, no sentido
de minimizar os riscos, identificar potenciais acidentes, reduzir o impacto ambiental e até para a
própria reputação da indústria. Apesar disso, ainda existem muitos desastres relacionados com a
integridade dos poços, como os acidentes ocorridos no Golfo do México, Austrália e no Brasil. Estes
são fortes indícios de que o investimento na estabilização dos poços não deve ser menosprezado.
Para diminuir os riscos operacionais e financeiros, as empresas implementaram sistemas de gest ão,
que abrangem todas as fases do ciclo de vida de um poço, desde o projecto, construção e
manutenção, até ao abandono. Deste modo, é possível perfurar e operar os poços de uma forma
mais económica e com segurança, cumprindo as metas de produção.
Neste trabalho é descrito todo o processo de perfuração, são apresentadas as principais diferenças
nas operações em onshore e offshore e identificados os principais riscos nas operações de
perfuração. São também analisados dois casos de estudo em onshore e offshore, como complemento
à dissertação.
Palavras-chave: Indústria Petrolífera; Operações de Perfuração; Sondagens onshore; Sondagens
offshore; Estabilização; Segurança.
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ABSTRACT
The oil wells integrity has attracted, in the recent years, a growing interest by the oil industry. The
equipment, techniques and operational proceedings had improved with the purpose of minimizing
risks, identifying potential hazards, reducing the environmental impact and even improving the industry
reputation. Nevertheless, it still occur several disasters related with the integrity of the oil well, like the
ones seen in the Gulf of Mexico, Australia and Brazil. These are clear evidences that the investment in
the stabilization of the oil wells shouldn’t be despised.
In order to decrease the operational and financial risks, firms implemented management systems that
cover the entire life cycle of an oil well, from the conception of the project to the construction,
maintenance and exit. Thus, it is possible to drill and operate with safety and with fewer costs in the oil
wells, meeting the predefined goals for the production.
In this work the entire process of drilling is described, being exposed the major differences between
onshore and offshore operations and the main risks in these drilling operations. As a complement, two
case-study in onshore and offshore systems are analyzed.
Keywords: Oil industry; Drilling industry; Onshore Drilling; Offshore Drilling; Stability; Safety.
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ÍNDICE
Agradecimentos ............................................................................................................................ iii
Resumo ........................................................................................................................................ v
Abstract........................................................................................................................................vii
Índice ........................................................................................................................................... ix
Índice de Figuras .......................................................................................................................... xi
Índice de Tabelas........................................................................................................................ xiii
Abreviaturas ................................................................................................................................ xv
1. Introdução ..............................................................................................................................1
1.1. Objectivo ........................................................................................................................3
1.2. Estrutura da dissertação ..................................................................................................3
2. Exploração de Hidrocarbonetos ...............................................................................................5
3. Perfuração de um poço de petróleo .........................................................................................7
3.1. Equipamentos da sonda de perfuração.............................................................................9
3.1.1. Sistema de sustentação de cargas ............................................................................9
3.1.2. Sistema de movimentação de cargas ...................................................................... 10
3.1.3. Sistema de rotação ................................................................................................ 11
3.1.4. Sistema de circulação de fluidos ............................................................................. 13
3.1.5. Sistema de monitorização....................................................................................... 14
3.1.6. Sistema de controlo e segurança ............................................................................ 15
3.1.7. Sistema de geração e transmissão de energia ......................................................... 16
3.2. Coluna de perfuração .................................................................................................... 17
3.3. Brocas de perfuração .................................................................................................... 19
3.4. Fluidos de perfuração .................................................................................................... 21
3.5. Operações de perfuração .............................................................................................. 23
3.6. Operações de cimentação ............................................................................................. 25
3.6.1. Cimentação primária .............................................................................................. 25
3.6.2. Cimentação secundária .......................................................................................... 26
4. Comparação das operações: Onshore vs Offshore ................................................................. 27
4.1. Sondagens Onshore...................................................................................................... 28
4.2. Sondagem Offshore ...................................................................................................... 30
x
4.3. Breve comparação entre sondagens .............................................................................. 35
5. Casos Práticos ..................................................................................................................... 37
5.1. Caso de Estudo – Poço Onshore ................................................................................... 39
5.1.1. Programa de perfuração......................................................................................... 39
5.1.2. Programa da lama ................................................................................................. 41
5.1.3. Programa da cimentação........................................................................................ 41
5.1.4. Informações adicionais ........................................................................................... 42
5.2. Caso de Estudo – Poço Offshore ................................................................................... 43
5.2.1. Programa de perfuração......................................................................................... 44
5.2.2. Programa da lama ................................................................................................. 45
5.2.3. Programa da cimentação........................................................................................ 45
5.2.4. Informações adicionais ........................................................................................... 46
6. Análise dos principais riscos .................................................................................................. 49
6.1. Estabilidade da coluna de perfuração ............................................................................. 49
6.2. Manobra da coluna de perfuração .................................................................................. 49
6.3. Perdas de lama ............................................................................................................. 50
6.4. Perdas de material no fundo do poço e “fishing” .............................................................. 51
6.5. Integridade dos materiais e equipamentos ...................................................................... 51
6.6. Factor Humano ............................................................................................................. 52
7. A segurança operacional, o impacto ambiental e os acidentes ................................................. 53
7.1. Segurança .................................................................................................................... 53
7.2. Saúde .......................................................................................................................... 53
7.3. Ambiente ...................................................................................................................... 54
7.4. Aspectos sociais ........................................................................................................... 55
7.5. Acidentes ..................................................................................................................... 55
7.6. Responsabilidade legal .................................................................................................. 56
8. Blowout do poço Macondo .................................................................................................... 57
9. Plano de emergência ............................................................................................................ 61
10. Considerações Finais ........................................................................................................ 63
Referências Bibliográficas ............................................................................................................ 65
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ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1 – Blowout em onshore em Oklahoma. ................................................................................2
Figura 2 – Blowout em offshore no Golfo do México. ........................................................................2
Figura 3 – Unidade de sondagem em Onshore. ...............................................................................5
Figura 4 – Unidade de sondagem em offshore. ................................................................................6
Figura 5 – Método percussivo. ........................................................................................................7
Figura 6 – Método rotativo. .............................................................................................................8
Figura 7 – Mastro. ..........................................................................................................................9
Figura 8 – Sistema de movimentação de cargas. ........................................................................... 10
Figura 9 – Sistema rotativo. .......................................................................................................... 12
Figura 10 – Top drive. .................................................................................................................. 12
Figura 11 – Sistema de circulação de fluidos. ................................................................................ 13
Figura 12 – Painel do sondador de um poço offshore. .................................................................... 14
Figura 13 – Blowout Preventer. ..................................................................................................... 15
Figura 14 – Drill Collars, Heavy-Weight Drill Pipes e Drill Pipes, respectivamente. ........................... 17
Figura 15 – Broca PDC e broca de diamantes industriais................................................................ 19
Figura 16 – Brocas tricónicas. ....................................................................................................... 20
Figura 17 – Pressões aplicadas num poço petrolífero. .................................................................... 21
Figura 18 – Revestimentos de um poço de petróleo. ...................................................................... 23
Figura 19 – Tipos de revestimentos. .............................................................................................. 24
Figura 20 – Operação de cimentação. ........................................................................................... 25
Figura 21 – Classificação de sondas de perfuração rotativas. ......................................................... 27
Figura 22 – Perfuração Onshore. .................................................................................................. 28
Figura 23 – BOP de um poço onshore. .......................................................................................... 29
Figura 24 – Tipos de estruturas em offshore. ................................................................................. 30
Figura 25 – Plataforma fixa. .......................................................................................................... 31
Figura 26 – Jackup rig. ................................................................................................................. 31
Figura 27 – Plataforma semi-submersível. ..................................................................................... 32
Figura 28 – Navio-sonda. ............................................................................................................. 33
Figura 29 – Componentes de um BOP de uma plataforma flutuante. ............................................... 34
Figura 30 – Esquema simplificado do acabamento de um poço. ..................................................... 37
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Figura 31 – Perfuração Multilateral. ............................................................................................... 38
Figura 32 – Plataforma semi-submersível. ..................................................................................... 43
Figura 33 – Broca desgastada. ..................................................................................................... 49
Figura 34 – Tipos de overshots. .................................................................................................... 51
Figura 35 – Blowout do poço Ixtoc-1.............................................................................................. 55
Figura 36 – Área afectada pelo blowout do poço Macondo. ............................................................ 56
Figura 37 – Esquema do poço Macondo. ....................................................................................... 57
Figura 38 – Esquema de falhas que levaram ao blowout. ............................................................... 59
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ÍNDICE DE TABELAS
Tabela 1 – Comparação entre as sondagens onshore e offshore. ................................................... 35
Tabela 2 – Programa de perfuração e casing design do poço onshore. ........................................... 40
Tabela 3 – Tipos de fluidos de perfuração utilizados no poço onshore. ............................................ 41
Tabela 4 – Tipos de pasta de cimento utilizados no poço onshore................................................... 42
Tabela 5 – Programa de perfuração e casing design do poço offshore. ........................................... 44
Tabela 6 – Tipos de fluidos de perfuração utilizados no poço offshore............................................. 45
Tabela 7 – Tipos de pasta de cimento utilizados no poço offshore .................................................. 46
xiv
xv
ABREVIATURAS
API – Instituto Americano de Petróleos
BHA – Bottom Hole Assembly
BOP - Blowout Preventer
CSG – Casing
DC – Drill Collar
DP – Drill Pipe
EIA – Environmental Impact Assessment
HSE – Health, Safety and Environment
HPHT – High Pressure High Temperature
HWDP – Heavy Weight Drill Pipe
MD/RT – Measured Depth/Rotary Table
MRC – Multi-Reservoir Contact
PDC – Polycrystalline Diamond Compact
ROP – Rate of Penetration
RPM – Revolutions per Minute
RSA – Rotary Steerable Assemblies
RT – Rotary Table
SG – Static Gradient
SPM – Strokes per Minute
TCI – Tungsten Carbide Insert
TJ – Tool joints
USR – Ultra Short Radius
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1
1. INTRODUÇÃO
A indústria petrolífera é uma das maiores indústrias de todos os tempos, envolvendo algumas das
maiores companhias do Mundo, que cobrem desde a pesquisa até à distribuição de produtos
derivados, com orçamentos ao nível de países desenvolvidos. Apesar da crescente procura de fontes
de energia alternativas, o petróleo é considerado actualmente como o principal produto estratégico da
matriz económica mundial (Gomes, 2011).
Durante os últimos 30 anos, houve uma grande evolução tecnológica na indústria da perfuração. As
primeiras plataformas construídas no mar do Norte permitiam perfurar cerca de 3000 metros de
profundidade. Hoje em dia, é possível perfurar até 12000 metros a partir de uma plataforma. Como
seria de esperar, este avanço tecnológico aumentou consideravelmente o risco de falhas, visto que
também a profundidade dos poços aumentou. O elevado número de elementos que podem falhar
torna a sua análise muito difícil. Para além disso, as preocupações em relação ao impacto ambiental
têm aumentado durante as operações de exploração, e o grande desafio da indústria petrolífera não é
apenas ultrapassar a complexidade estrutural das zonas exploradas, mas também, produzir de uma
forma sustentável (Torbergsen, 2012).
Uma falha mecânica, hidráulica ou eléctrica, ou ainda a má aplicação de um dispositivo pode causar
a perda de integridade de um poço. Muitos dos acidentes ocorridos por vezes ainda se agravam
devido a falhas humanas, e, é por este motivo, que a formação e a prática devem ser a base de todas
as empresas no ramo do petróleo. Neste sentido, a estabilização de um poço será considerada como
a “aplicação de soluções técnicas, operacionais e organizacionais de forma a reduzir o risco da
libertação descontrolada de fluidos, ao longo do ciclo de vida do poço” (Norsok D-010).
Na selecção de soluções técnicas, é muito importante a correcta definição das especificações dos
equipamentos e dos requisitos para as paredes do poço, para garantir a integridade do poço ao longo
da sua vida. Algumas especificações bastante comuns são a classificação e capacidade do BOP
(Blowout Preventer), e as características dos revestimentos a utilizar, que serão de acordo com as
pressões máximas admitidas tanto na cabeça do poço como na sapata (shoe) do revestimento.
As soluções operacionais incluem os procedimentos de funcionamento das válvulas no poço,
restrições de fluxo, entre outras. Estas apresentam um grande impacto na integridade do poço e nas
actividades diárias de manutenção e produção de forma segura.
Muitos dos problemas e acidentes que ocorreram em algumas companhias petrolíferas, devem-se à
falta de comunicação e passagem de documentação importante nas mudanças de turno. As soluções
organizacionais incluem, entre outros assuntos, a certificação da empresa em como os trabalhadores
têm competências para trabalhar nas operações com o poço e que estão correntemente actualizados
do último “status” do poço.
A grande maioria dos acidentes em poços petrolíferos são gerados por um fluxo descontrolado de
fluidos para a superfície, devido ao desequilíbrio entre a pressão hidrostática e a pressão da
2
formação, designado por blowout. Na história mundial, existem alguns exemplos muito graves
resultantes da instabilidade de poços, tais como os blowouts ocorridos na plataforma Phillips
Petroleum’s Bravo em 1977, na Saga Petroleum’s em 1989, na Statoil em 2004 e na BP no Golfo do
México em 2010. Os blowouts (Figuras 1 e 2) podem causar danos bastante significativos nas
plataformas de perfuração, danos pessoais, perda de produção e danos ambientais, que resultam
num aumento de custos e maior risco.
Figura 1 – Blowout em onshore em Oklahoma. Fonte: http://w w w .energyindustryphotos.com/oilf ield_blow out_photos_and_rig.htm
Figura 2 – Blowout em offshore no Golfo do México.
Fonte: http://w w w .popularmechanics.com/science/energy/coal-oil-gas/bp-offshore-oil-rig-explosion
Assim, comprova-se que a integridade do poço, não depende apenas da robustez dos equipamentos
mas de todo o processo, competência e recursos da empresa e principalmente da competência
profissional de cada trabalhador.
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1.1. Objectivo
O objectivo deste trabalho é identificar os problemas críticos da perfuração em onshore e em
offshore, analisar os tipos de resposta e comparar dois casos de estudo de dois poços onshore e
offshore. Existe ainda um enfoque especial na segurança das operações e gestão dos riscos.
Com este trabalho pretende-se também englobar toda a informação referente às operações de
perfuração, visto existir uma escassez de material acessível na literatura portuguesa.
1.2. Estrutura da dissertação
Esta dissertação é constituída por 11 capítulos, iniciando-se com a introdução e terminando com as
referências bibliográficas.
O capítulo 2 apresenta uma breve explicação do início da actividade de exploração de um poço
petrolífero. No capítulo 3 faz-se uma abordagem dos principais equipamentos da sonda de
perfuração, mencionam-se as principais funções e tipos de fluidos de perfuração, considerados como
um dos elementos de maior importância durante a perfuração de um poço e por último é apresentada
uma explicação das operações realizadas durante a perfuração. Depois de explicadas as operações
de perfuração, no capítulo 4, é feita uma comparação das operações em onshore e em offshore,
distinguindo-se os tipos de sonda utilizados em terra e no mar e as principais diferenças no
accionamento do BOP.
No capítulo 5 são apresentados dois casos de estudo, onde se refere o programa da perfuração e o
casing design, o programa da lama, o programa da cimentação e algumas informações adicionais ,
previstos para a operação de perfuração. O capítulo 6 faz uma análise aos principais riscos que
podem afectar a operação de perfuração, e o capítulo 7 aborda as questões de segurança, o impacto
ambiental e refere alguns acidentes resultantes desta indústria. O capítulo 8 evidencia o blowout
ocorrido no poço de Macondo, no Golfo do México. No capítulo 9 é referido um plano de emergência
direccionado para a actividade de perfuração.
Por fim, no capítulo 10 são apresentadas as considerações finais da dissertação.
4
5
2. EXPLORAÇÃO DE HIDROCARBONETOS
A actividade de exploração inicia-se quando uma companhia petrolífera solicita direitos de pesquisa
sobre uma determinada concessão, ao Governo desse mesmo país. Após a assinatura do contrato, é
iniciada a campanha de pesquisa pela empresa concessionária. O principal objectivo da pesquisa, ou
exploração, é encontrar uma estrutura no subsolo com hidrocarbonetos, em quantidades suficientes
de modo a que a produção seja rentável. A exploração consiste na aquisição e análise de dados
geológicos e geofísicos de formações, seguida da execução de um poço de pesquisa, designado
wildcat.
Segundo Gomes (2011), o poço de exploração é a única forma de validar o modelo conceptual de
exploração. Este fornece a única evidência concreta se existe ou não petróleo em quantidades
comerciais e ajuda a determinar quantos poços serão necessários para drenar o reservatório. Em
onshore (Figura 3) os poços são efectuados por sondas transportadas em camiões, enquanto em
offshore (Figura 4) são perfurados através de plataformas semi-submersíveis, navios sonda ou
plataformas com pilares telescópicos, que assentam no fundo do mar.
De notar, que existem regulamentos ambientais que apresentam um grande impacto nas operações
de pesquisa. São necessárias autorizações especiais, em onshore, para a realização de poços em
propriedades privadas, sendo que em reservas ou parques naturais, es tas autorizações não são
concedidas, obrigando as companhias a fazer poços desviados a quilómetros de distância do local.
Em offshore, existem menos obstáculos físicos, no entanto, as preocupações ambientais são as
mesmas mas com maior acuidade.
Figura 3 – Unidade de sondagem em Onshore. Fonte: http://w w w .arabdrill.com/?page_id=1061
6
Figura 4 – Unidade de sondagem em offshore. Fonte: http://impactw eather.com/offshoremarine/offshore-oil-rig/
Comprovando-se a existência de hidrocarbonetos em quantidades comerciais, serão perfurados
novos poços, designados por poços de produção, com o objectivo de extrair os hidrocarbonetos do
reservatório.
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3. PERFURAÇÃO DE UM POÇO DE PETRÓLEO
A perfuração de um poço é a única forma directa de se comprovar a presença ou não de reservas
economicamente viáveis. Este processo é realizado por um conjunto de várias operações, que
permitirá criar um elo de ligação entre o reservatório e a superfície, atendendo sempre às questões
de segurança e estabilidade do poço. Estas operações são realizadas através de uma sonda ou
plataforma de perfuração (drilling rig), e podem ser realizadas por dois tipos de métodos: o método
percussivo e o método rotativo (Bourgoyne, 1986; Gatlin, 1960).
O método percussivo (Figura 5) foi o primeiro método utilizado na perfuração de poços, também
designado por perfuração a cabo (cable tool drilling), consistindo no golpeamento sucessivo da rocha
pela broca de perfuração, causando a sua fragmentação por esmagamento. A limpeza do poço é
feita, após a remoção da broca, com uma ferramenta denominada por bailer, que retira os cuttings
gerados no seu interior. Este método opera com menores custos, contudo, apresenta taxas de
penetração muito baixas, dificuldade na obtenção de amostras e deficiências no controlo de influxo de
fluidos para o poço.
Figura 5 – Método percussivo. Fonte: Adaptado de http://w w w .elsmerecanyon.com/oil/cabletoolrig/cabletoolrig.htm
Desde o ano de 1900 até à actualidade, com excepção de alguns casos especiais, passou a utilizar-
se o método rotativo (Figura 6). A perfuração é realizada através do movimento de rotação e peso
aplicados de uma broca, existente na extremidade de uma coluna de perfuração. O peso aplicado
sobre a broca resulta da própria constituição da coluna de perfuração e a rotação pode ser
transmitida directamente à broca ou através da rotação da coluna de perfuração. Os fragmentos de
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rocha são retirados consecutivamente através de um fluido de perfuração ou lama, que é injectado
por bombagem para o interior da coluna de perfuração e volta à superfície pelo espaço anular
formado entre as paredes do poço e a coluna de perfuração. Após atingir uma determinada
profundidade a coluna de perfuração é retirada do poço e é colocada uma coluna de revestimento em
aço, com diâmetro inferior ao da broca. O espaço entre o revestimento e as paredes do poço é
cimentado, permitindo o avanço da perfuração em segurança. O poço é perfurado novamente e
depois em diversas fases, consoante os diâmetros das brocas.
Figura 6 – Método rotativo. Fonte: Adaptado de Lake, 2006.
9
3.1. Equipamentos da sonda de perfuração
As sondas de perfuração, terrestre ou marítimas, possuem os mesmos equipamentos básicos de
perfuração. Para se perceber o funcionamento de uma sonda é necessário conhecer os
equipamentos envolvidos. Os equipamentos que permitem o desenvolvimento da perfuração podem
ser agrupados em sete sistemas: sistema de sustentação de cargas, sistema de movimentação de
cargas, sistema de rotação, sistema de circulação de fluidos, sistema de monitorização, sistema de
controlo e segurança e sistema de geração e transmissão de energia. O funcionamento destes
sistemas em conjunto permite realizar a perfuração de um poço (Thomas, 2001). Em suma, estes
sistemas devem possibilitar:
Armazenamento dos tubos de perfuração;
Elevação e posicionamento dos tubos de perfuração;
Rotação da coluna de perfuração;
Geração de energia.
3.1.1. Sistema de sustentação de cargas
Segundo Thomas (2001), este sistema tem a função de suportar e transferir todas as cargas durante
a perfuração, sendo constituído pela torre ou mastro, subestrutura, fundação e estaleiro. A carga
correspondente ao peso da coluna de perfuração ou de revestimento, que está no poço, é transferida
para o mastro, e por sua vez é descarregada para a subestrutura e desta para a fundação.
O mastro (Figura 7) é uma estrutura de aço especial, de forma piramidal, cujo espaço livre acima da
plataforma permite a execução de manobras. Não só sustenta o peso das colunas de perfuração e de
revestimento, como permite o manuseamento dos tubos, devido à sua altura.
Figura 7 – Mastro. Fonte: http://w w w .iene.eu/peak-demand-oil-theory-fails-scrutiny-test-p343.html
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A torre é constituída por um grande número de peças, montadas uma por uma. O mastro é uma
estrutura subdividida em três ou quatro secções, que é transportada para o local onde se situa o
poço, montada horizontalmente e só depois elevada verticalmente. Apesar do elevado custo inicial e
menor estabilidade, o mastro é preferível em plataformas terrestres devido à facilidade e menor
tempo de montagem.
A subestrutura é constituída por vigas de aço especiais apoiadas sobre a fundação da sonda, de
forma a criar um espaço suficiente, entre a superfície e a mesa rotativa, onde são instalados os
equipamentos de segurança do poço. É a estrutura sob a qual é assente o mastro, e para além de
suportar a sua carga, suporta também uma grande parte do peso do equipamento da sonda. Os
tubos da coluna de perfuração são conectados na parte superior da subestrutura.
A fundação é um local bem compactado no terreno no qual vai ser instalada a estrutura da sonda,
onde dependendo do tipo de solo poderá ser necessário fazer alicerces em betão ou instalar
pranchões em madeira, de forma a poder suportar todas as cargas em função da capacidade da
sonda.
O estaleiro (pipe racks) é uma estrutura metálica constituída por diversas vigas, posicionado em
frente à sonda, que permite armazenar os tubos a serem utilizados ou substituídos durante a
perfuração.
3.1.2. Sistema de movimentação de cargas
Durante a perfuração, torna-se necessário levantar e apoiar a coluna na mesa rotativa, de forma
periódica, para fazer a adição de mais um tubo (drill pipe conection) e também retirar toda a coluna
para substituição da broca ou por outros motivos imprevistos. O peso da coluna aumenta
progressivamente à medida que a profundidade aumenta. A escolha da capacidade da sonda é
fundamental, pois tem de estar de acordo com a profundidade da perfuração e o programa do poço.
Todos os equipamentos que directa ou indirectamente são responsáveis pelo transporte de mat erial
fazem parte do sistema de movimentação de cargas, contudo os principais equipamentos são: o cabo
de perfuração, o guincho, o bloco de coroamento, a catarina e o gancho (Figura 8).
Figura 8 – Sistema de movimentação de cargas.
Fonte: Adaptado de Thomas, 2001
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O cabo de perfuração (drilling line) é um cabo de aço de grande flexibilidade, resistente à fadiga, boa
resistência à deformação e com o diâmetro de acordo com a capacidade da sonda, é fixo ao tambor
do guincho, passando pelo bloco e a catarina seguindo depois para um carretel, que contém o cabo
novo para acrescentar aos cortes do cabo. Permite fazer todas as manobras da coluna de perfuração.
É fundamental fazer uma boa inspecção visual para além da obrigatoriedade dos cálculos de trabalho
efectuado em toneladas/milhas. O cabo tem de ser movido (slipped) mais ou menos 9 metros depois
de determinado tempo de trabalho no mesmo sítio, e cortado depois de fazer 3 slips (± 27 metros)
acrescentando-se cabo novo do carretel.
O guincho é constituído por um tambor onde é enrolado o cabo de perfuração para mover a catarina
ao longo do mastro permitindo manobrar a coluna, nas subidas ou descidas. Entre o tambor do
guincho e o carretel existe uma âncora onde é fixado o cabo contendo um sensor de tensão para
transmitir o peso da coluna ao painel (Martin Decker). O guincho contém um sistema de comandos e
freios para regular a velocidade de subida e descida da coluna.
O bloco de coroamento (crown block ) está apoiado e fixo na parte superior do mastro, sendo
constituído por um conjunto de roldanas fixas, 3 a 6, cuja função é suportar as cargas transmitidas
pelo cabo de perfuração.
A catarina (traveling block ) é constituída por 3 a 6 roldanas móveis, por onde passa o cabo de
perfuração vindo do bloco de coroamento.
O gancho é a peça onde é enganchado o conjunto swivel e kelly durante a perfuração e os links com
elevador durante as manobras, contém um piston cilíndrico com molas que absorve os choques
provocados pela movimentação das cargas, não permitindo a sua propagação para a catarina.
3.1.3. Sistema de rotação
O sistema de rotação é responsável pela geração e transmissão da rotação à broca através da
coluna de perfuração. Todos os equipamentos que são responsáveis por alcançar essa rotação
fazem parte deste sistema, contudo os principais são: o swivel, o kelly e a mesa rotativa (Figura 9) ou
top drive (Figura 10).
O swivel é a peça responsável por fazer a conexão entre os elementos sem rotação (da catarina para
cima) e os elementos com rotação (do kelly para baixo).
O kelly é um tubo de secção quadrada ou hexagonal, ligado ao swivel na parte superior, que recebe a
rotação da mesa rotativa e a transmite aos tubos de perfuração.
A mesa rotativa (RT) é o equipamento mecânico que gera a rotação, suporta o peso da coluna de
perfuração durante as operações de manobra e permite o deslizamento livre do kelly (através do kelly
bushing). É constituída por um ou mais motores, transmissão, embraiagem, caixa de velocidades e a
mesa propriamente dita. A abertura da mesa deve ter o diâmetro suficiente para permitir a passagem
das brocas, elementos da coluna de perfuração e revestimentos, e a sua livre movimentação na
descida ou retirada de tubos.
12
Figura 9 – Sistema rotativo. Fonte: Adaptado de Bourgoyne, 1986.
O top drive, representado na figura 10, é um motor eléctrico posicionado abaixo do swivel, que
permite igualmente gerar e transferir rotação, dispensando o uso da mesa rotativa e do kelly. Tem
como principais vantagens: permitir a movimentação vertical da coluna de perfuração sem que a
rotação seja interrompida, fundamental em poços inclinados ou horizontais e a possibilidade de se
poderem adicionar três ou quatro tubos à coluna de perfuração de uma só vez, tornando a perfuração
mais rápida. Em certas situações, onde é necessário que apenas a broca gire, o torque pode ser
directamente transmitido à broca, através de e um motor de fundo. O motor de fundo é um motor
hidráulico que fornece rotação através da passagem do fluido de perfuração pelo seu interior.
Figura 10 – Top drive. Fonte: http://w w w .new oilrigs.com/top_drives.htm
13
3.1.4. Sistema de circulação de fluidos
A principal função do sistema de circulação de fluidos (Figura 11) é remover os detritos de rocha
formados durante a perfuração. Para além de garantir a circulação de fluidos é ainda responsável
pelo seu tratamento e manutenção. Fazem parte deste sistema os seguintes equipamentos: tanques
de lama (armazenamento da lama com agitadores), bombas de lama de alta pressão (responsáveis
pela bombagem da lama para perfuração), tubo bengala (deslocação da lama até à altura do mastro),
stand pipe, swivel (injecção da lama na coluna de perfuração) e o subsistema de tratamento
(Mansano, 2004).
Figura 11 – Sistema de circulação de f luidos. Fonte: Mansano, 2004
Primeiramente o fluido é misturado e preparado nos tanques de lama. Na fase de injecção, o fluido de
perfuração é levado dos tanques de lama para as bombas de fluido, sendo bombeado para a
tubulação do stand pipe, seguindo para a coluna de perfuração, através de uma entrada no swivel, e
desta para a broca. Na fase de retorno, o fluido sai através dos orifícios da broca e desloca-se pelo
espaço entre as paredes do poço e a coluna de perfuração até à superfície. O fluido é direccionado
para o subsistema de tratamento, passando através de peneiras, que separam os fragmentos de
rocha (cascalho ou cuttings) da lama. Segue-se a fase de tratamento, onde são eliminados os sólidos
finos ou gases que se associaram durante a perfuração e, se necessário, são adicionados químicos
que permitem recuperar as características iniciais do fluido de perfuração. Por fim, o fluido retorna
para o tanque de sucção, para ser novamente bombeado para o poço.
As bombas de lama são responsáveis pela bombagem do fluido de perfuração e têm como função
fazer circular o fluido pelo poço a uma determinada pressão e volume. Geralmente utilizam-se duas
14
bombas a funcionar em paralelo, devido à necessidade de aumentar a vazão em função do aumento
do ROP (Rate Of Penetration).
Os tanques de lama armazenam o fluido de perfuração, mantêm o excesso de fluido à superfície e
substituem o fluido em caso de perda na formação.
O stand pipe é um tubo vertical que leva o fluido de perfuração até à bengala, seguindo pela
mangueira até ao swivel.
O subsistema de tratamento instalado na superfície é composto por uma série de equipamentos
incluindo vibradores com peneiras (como o shale shaker), equipamentos de remoção de sedimentos
e centrifugadoras, que permitem remover os detritos mais grossos, sól idos finos (areias e silte) e gás,
do fluido de perfuração.
3.1.5. Sistema de monitorização
Uma constante monitorização do poço permite uma maior rapidez na detecção de problemas. O
sistema de monitorização é formado essencialmente pelo conjunto de equipamentos que constituem
o painel do sondador (Figura 12), sendo fundamental para o registo constante de diversos parâmetros
de perfuração. Alguns parâmetros como a profundidade, o peso e torque da coluna, o peso sobre a
broca, RPM (Revolutions per Minute) da mesa rotativa, ROP, pressão do fluido de perfuração, vazão
e SPM (Strokes per Minute), quando perfeitamente combinados permitem atingir eficiência e
rentabilidade máximas na perfuração.
Figura 12 – Painel do sondador de um poço offshore. Fonte: http://w w w .drillingahead.com/photo/rig-37-driller-console
15
3.1.6. Sistema de controlo e segurança
O sistema de segurança tem como finalidade prevenir o fluxo descontrolado de fluidos do poço para a
superfície, durante a perfuração. É constituído por dois conjuntos de equipamentos: cabeça do poço
(wellhead) e por um dispositivo especial denominado Blowout Preventer (BOP).
A cabeça do poço é um conjunto de equipamentos localizados e fixados ao casing de superfície do
poço, responsáveis pela ancoragem e protecção das colunas de revestimento e de produção à
superfície.
O BOP (Figura 13) é um equipamento ligado directamente à cabeça do poço, que possui um
mecanismo de fecho e abertura do poço e é accionado sempre que existir ocorrência de um k ick , ou
seja, quando o fluido ou gás de uma dada formação passa para o interior do poço. Se este aumento
de fluxo não for correctamente controlado poderá originar um blowout, ou seja, o poço passa a fluir
sem qualquer controlo, podendo mesmo causar acidentes, danos nos equipamentos, perda total ou
parcial do reservatório, danos ambientais, entre outros.
Os mecanismos de fecho e abertura do poço são as gavetas e o annular preventer e são colocados
acima da cabeça do poço. As gavetas podem encerrar apenas o espaço anular, em redor do drill
pipe, ou podem encerrar o poço completamente (blind rams). O annular preventer permite encerrar o
espaço anular nos drill pipes mas também nos heavy-weight drill pipes, drill collars, casings (CSG) e
tool joints (TJ). Geralmente, nas plataformas onshore utiliza-se um BOP com um anular e duas
gavetas, no entanto, nas plataformas offshore existem duas possibilidades:
a) Se a plataforma for fixa ou apoiada no fundo do mar e os equipamentos trabalharem à
superfície, utiliza-se um BOP com um anular e três ou quatro gavetas;
b) Se a plataforma for flutuante, semi-submersível ou navio-sonda, e os equipamentos
trabalharem no fundo do mar, utiliza-se um BOP com dois anulares e três ou quatro gavetas.
Figura 13 – Blowout Preventer.
Fonte: http://w atercrunch.com/2010/05/oil-spills-failure-nexus-the-blow out-preventer/
16
3.1.7. Sistema de geração e transmissão de energia
O sistema de geração de energia fornece a energia necessária para o funcionamento de grande parte
dos equipamentos da sonda. Os motores diesel são usualmente a fonte de energia utilizada nos
equipamentos da sonda de perfuração onshore e offshore. As sondas diesel-eléctricas utilizam os
principais motores da sonda para gerar electricidade, transmitindo-a facilmente aos vários sistemas
de perfuração, onde o trabalho é realizado através do uso de motores eléctricos. O sistema de
circulação de fluidos consome a maior parte da energia fornecida.
Nas plataformas de produção offshore, onde existe a produção de gás, este é aproveitado para gerar
energia eléctrica. Em onshore, nos poços de produção, utiliza-se a energia eléctrica local visto ser
mais económico quando o tempo de permanência no local da exploração é elevado.
17
3.2. Coluna de perfuração
A coluna de perfuração é constituída pelo conjunto broca e tubos de perfuração, sendo directamente
responsável pela perfuração do poço. Através da broca, permite a injecção e a circulação do fluido de
perfuração, e, por isso, deve apresentar resistência suficiente às perturbações do poço, peso
suficiente para auxiliar a broca no processo e deve possuir uma certa flexibilidade, no caso da
perfuração direccional. A coluna de perfuração está sujeita a vários esforços dinâmicos tais como
flexão, torção, força normal e tensão tangencial (Ribeiro, 2000).
Os tubos de perfuração são conectados uns com os outros através de uma caixa ( tool joints)
localizada numa das extremidades e um pino rosqueado na outra. Existem três tipos de tubos de
perfuração utilizados na coluna, nomeadamente, drill collars, heavy-weight drill pipes e drill pipes
(Figura 14), que permitem o deslocamento dos fluidos de perfuração, sendo que cada um
desempenha uma dada função na coluna de perfuração. Os drill collars (DC) são os primeiros a
serem colocados em cima da broca, visto serem os elementos mais pesados, cuja função principal é
fornecer carga compressiva em forma de peso sobre a broca, de modo a que os tubos mais leves
permaneçam em tensão durante a perfuração. De seguida são colocados os heavy-weight drill pipes
(HWDP), que possuem conexões semelhantes mas são mais leves. A sua principal função é permitir
uma transição de rigidez mais aprazível entre os drill collars e os drill pipes, reforçando ao mesmo
tempo a coluna de perfuração. Por fim são colocados os drill pipes (DP), especificamente calculados
para resistir a grandes esforços de tensão e torque, são mais leves e de menor rigidez e fornecem à
coluna de perfuração o comprimento desejado. Quando por alguma razão a perfuração pára, os tubos
de perfuração podem ficar presos às paredes das formações, sucedendo assim a denominada prisão
por pressão diferencial. Por este motivo e para facilitar a deslocação da coluna, os DC e/ou os
HWDP, podem apresentar ranhuras (spiral drill collars), como se pode observar na figura 14.
Figura 14 – Drill Collars, Heavy-Weight Drill Pipes e Drill Pipes, respectivamente. Fonte: http://w w w .tecnicodepetroleo.ufpr.br/apostilas/engenheiro_do_petroleo/perfuracoes.pdf
18
Dependendo do tipo de perfuração e das necessidades de cada poço, a coluna de perfuração pode
ser equipada por alguns acessórios, tais como:
Estabilizadores ou roller reamers, tubos que contêm lâminas ou rollers de tungsténio,
soldados verticalmente ou em espiral, com o diâmetro igual ou ligeiramente inferior ao da
broca, ou camisas acopladas, para evitar que os drill collars inclinem em direcção às paredes
do poço durante a perfuração. O seu posicionamento no BHA (Bottom Hole Assembly) é
fundamental para a orientação do poço, vertical ou inclinado, para além de evitar prisões por
pressão diferencial.
Crossovers, pequenos tubos utilizados para a conexão de brocas e tubos com diferentes
roscas.
Amortecedores de choque (shock subs), que minimizam as vibrações e os impactos sobre a
broca e a coluna de perfuração.
Percussores (drilling jars), utilizados para dar pancadas na tentativa de libertar a coluna de
perfuração, quando ocorrem prisões;
Alargadores (under-reamers), ferramentas que permitem aumentar o diâmetro de um poço já
perfurado.
O dimensionamento da coluna, ou BHA (Bottom Hole Assembly), permite especificar os tipos e
quantidades de tubos de perfuração (shock subs, drill collars, reamers, stabilizers HWDP, drilling
jars), a utilizar numa determinada coluna de perfuração. Devem, por isso ser calculados os seguintes
parâmetros: jactos e pressão de circulação, peso sobre a broca, RPM, vazão, peso das lamas e
profundidade prevista. O ponto neutro (free point), ou seja, o local onde a coluna de perfuração
apenas é sujeito à força de torção, entre a compressão e a tracção, deve estar sempre dentro do drill
collar e não deve ultrapassar 2/3 do peso do BHA, que corresponde à compressão ou peso sobre a
broca em poços verticais.
19
3.3. Brocas de perfuração
As brocas, colocadas na extremidade da coluna de perfuração, têm como função a fragmentação da
rocha, utilizando para isso o peso e rotação aplicados sobre a mesma. Este movimento rotativo é-lhes
induzido pela simples rotação da coluna através da RT ou do top drive, ou no caso de existir, de um
motor de fundo por circulação de lamas a alta pressão.
Actualmente existem grandes variedades de brocas de perfuração para diferentes formações e
situações encontradas durante a perfuração. No geral, as brocas são constituídas pelo corpo, uma
estrutura cortante que pode ser de aço, carbureto de tungsténio, diamante natural ou sintético, e por
jactos ou canais preferenciais que permitem o impacto hidráulico sobre a formação e escoamento do
fluido de perfuração.
As brocas de perfuração geralmente são classificadas de acordo com o seu design e em função da
mobilidade das suas partes constituintes em dois grupos: brocas sem partes móveis (drag bits) e
brocas com partes móveis (rolling cutter bits). As brocas sem partes móveis provocam uma raspagem
do fundo do poço e consequente acção da força normal devido ao peso e elevado torque sobre a
coluna e sobre a broca (Thomas, 2001). Nesta classe incluem-se:
1. Brocas integrais de lâmina de aço, perfuram por acção de corte, apresentam elevado
desgaste e baixa eficiência em formações profundas, por isso praticamente desapareceram
da indústria petrolífera;
2. Brocas de diamantes industriais, perfuram por efeito de polimento e são utilizadas em rochas
mais duras e para amostragem (Figura 15);
3. Brocas de diamantes artificiais (ou brocas PDC), perfuram por acção de corte, são utilizadas
em rochas mais moles e apresentam uma longa vida útil (Figura 15).
Figura 15 – Broca PDC e broca de diamantes industriais.
Fonte: Adaptado de http://i.ytimg.com/vi/4gbI0w DUj0U/maxresdefault.jpg
20
As brocas com partes móveis podem apresentar dois ou mais cones integrados com elementos
cortantes, sendo que cada cone gira em torno do seu próprio eixo à medida que a broca gira. As
brocas mais comuns têm três cones que giram em torno de um eixo próprio, sendo por isso
designadas por brocas tricónicas (brocas TCI) (Figura 16). Possuem dois componentes principais, a
estrutura de corte e os rolamentos.
Figura 16 – Brocas tricónicas. Fonte: http://w w w .acew el.com/product75.html
Podem ainda elaborar-se brocas especiais, para determinados propósitos, como o alargamento do
poço e a recolha de amostras.
21
3.4. Fluidos de perfuração
Os fluidos de perfuração são um dos elementos de maior importância na perfuração de um poço
petrolífero, podendo mesmo afirmar-se que o sucesso da perfuração de um poço depende
significativamente da performance do fluido que é bombeado. Os fluidos de perfuração são misturas
complexas de sólidos, líquidos e gases, geralmente constituídos por uma fase dispersante e outra
dispersa, e, segundo o API (Instituto Americano de Petróleo, 1991), podem ser definidos como
“fluidos circulantes utilizados para tornar a actividade de perfuração viável”. São a única componente
que permanece em contacto com o poço, ao longo de toda a operação de perfuração (Gatlin, 1960).
Como anteriormente já falado, uma das principais funções dos fluidos de perfuração é a remoção e
transporte dos cuttings do poço, gerados pela broca, até à superfície. No entanto, é de salientar
outras funções de grande importância como: garantir a suspensão dos cuttings durante a interrupção
da circulação, suportar e estabilizar as paredes do poço, revestir as paredes do poço com um reboco
impermeável (mud cake) que isole as formações mais permeáveis do reservatório, impedir ou
minimizar os danos nas formações, arrefecer e lubrificar a broca e a coluna de perfuração e permitir a
obtenção da máxima informação possível sobre as formações atravessadas (Figura 17) (Drilling Fluid
Processing Handbook , 2005).
Figura 17 – Pressões aplicadas num poço petrolífero.
Fonte: http://solutions.3m.com.br/w ps/portal/3M/pt_BR/Oil-Gas_LA/3M-Oil-and-Gas/oil-and-gas-Solutions/upstream-oil-and-gas-exploration/upstream-oil-and-gas-drilling/upstream-drilling-f luids/
Para além das principais funções citadas anteriormente, os fluidos de perfuração devem possuir
outras funções, tais como (Thomas, 2001):
Transmitir potência hidráulica à broca;
Suportar parte do peso da coluna de perfuração;
Maximizar a taxa de penetração (ROP);
Minimizar a corrosão da coluna de perfuração, revestimentos e equipamentos de superfície.
22
É fundamental, para que um fluido possa desempenhar as suas funções, o ajuste das suas
propriedades físicas e químicas. As propriedades físicas mais importantes são a densidade, os
parâmetros reológicos, bloom (“força do gel”), o teor em sólidos e os parâmetros da filtração. A
densidade dos fluidos é controlada de modo a exercer uma pressão hidrostática positiva superior à
pressão do reservatório ou das formações atravessadas, na ordem dos 200 a 300 psi. Relativamente
às propriedades químicas, é comum determinar-se o pH e os teores de cloreto.
Um fluido de perfuração é geralmente classificado em função da sua composição (Thomas, 2001).
Neste critério os fluidos são classificados de acordo com a sua base contínua em: fluidos à base de
água, fluidos à base de óleo, fluidos à base de ar e fluidos de base sintética.
Os fluidos à base de água são os mais comumente utilizados e apresentam como vantagens: menor
impacto ambiental, baixo custo, estabilidade térmica, biodegrabilidade e facil idade no bombeio,
tratamento e detecção de k icks. A selecção do tipo de água a utilizar pode ser afectada por diversos
factores tais como, a disponibilidade, o custo de transporte, o tipo de formações geológicas a
perfurar, entre outras.
Os fluidos à base de óleo são constituídos por diesel, óleo mineral ou parafinas lineares de alta
toxicidade. Devido ao seu elevado custo inicial e maior grau de poluição, são empregues com muito
menor frequência que os fluidos à base de água. Para além disso podem ainda causar dificuldades
na detecção de gás no poço e no combate à perda de circulação. Têm como vantagem a mínima
contaminação de zonas potencialmente produtivas e permitem:
1. Perfuração de formações que hidratam e colapsam quando em contacto com a água;
2. Perfuração de formações com baixa pressão de poros ou de fractura;
3. Perfuração de poços HPHT (High Pressure High Temperature).
De notar que a descarga de cuttings e resíduos de fluidos à base de óleo não são permitidas na
maioria das áreas de perfuração offshore.
Os fluidos à base de ar ou gás (air drilling) são indicados para formações propícias a danos ou muito
duras e em regiões com escassez de água.
Os fluidos à base de sintéticos são semelhantes aos fluidos à base de óleo, contudo a fase contínua
é constituída por um fluido biodegradável de baixa toxicidade. Apesar do elevado custo inicial, estão
em crescente procura e utilização devido à necessidade de reduzir o impacto ambiental das
operações de perfuração offshore. Em caso de fuga, este tipo de fluidos não se mistura com a água
salgada e por isso recolhe-se facilmente. A sua aplicação tem ainda como vantagens:
1. Ajudar a maximizar a taxa de penetração;
2. Aumentar a lubricidade em poços direccionais e horizontais;
3. Minimizar os problemas de estabilidade;
4. Reduzir a perda de fluido durante a perfuração;
5. Alto desempenho de bloom (“força do gel”);
6. Densidades de circulação bastante mais baixas.
23
3.5. Operações de perfuração
Uma das etapas mais importantes ocorridas durante a perfuração diz respeito à introdução e
cimentação de casings com diferentes diâmetros e a vários intervalos de profundidade. O
revestimento do poço (Figura 18) permite o retorno do fluido de perfuração à superfície e o controlo
das suas pressões, previne o desmoronamento das paredes, evita a contaminação das águas
subterrâneas e sustenta os equipamentos de perfuração. O dimensionamento do casing depende de
diversos factores como o tipo de formação, a profundidade do poço, temperatura e pressões da
formação, entre outros.
Figura 18 – Revestimentos de um poço de petróleo. Fonte: http://w w w .qgdopetroleo.com/2011/01/importancia-do-revestimento-nos-pocos.html
Tendo em conta a ordem de descida das colunas de revestimento e a sua função, podem-se
diferenciar quatro tipos de revestimento (Figura 19), nomeadamente (ConocoPhillips, 2013):
1. Revestimento condutor, é tipicamente o primeiro revestimento a ser colocado, mede entre 20
a 50 metros e tem como função conter os sedimentos superficiais não consolidados. Num
poço onshore é cravado no solo, permitindo estabilizar o terreno próximo da superfície e
criando um canal para a circulação dos fluidos de perfuração. Em offshore, o condutor de 30’’
é descido e cimentado, depois da perfuração do fundo do mar até à cota desejada, seja por
jateamento (jetting) ou com auxílio de uma broca (hole opener) que pode variar entre 12 ¼’’ a
36’’.
2. Revestimento de superfície, é descido através do revestimento condutor e cimentado do
fundo do poço à superfície, medindo entre 100 a 600 metros. Os principais objectivos deste
revestimento são: proteger os aquíferos, prevenir o desmoronamento de formações não
consolidadas e fornecer um reforço à entrada no poço (wellhead) e ao equipamento de
prevenção de blowout. Geralmente a cota é fornecida pelo geólogo responsável.
3. Revestimento intermediário, é utilizado sempre que é necessário proteger alguma zona
intermediária, como isolamento e protecção de zonas de alta ou baixa pressão, zonas com
perda de circulação de fluidos, presença de fluidos corrosivos ou contaminantes, entre outras.
24
O seu comprimento depende sempre da litologia fornecida pela geologia e geofísica, varia
entre 1000 a 4000 metros e é sustentado apenas na superfície.
4. Revestimento de produção, é o último revestimento a ser colocado, fazendo a ligação entre a
superfície e as formações geradoras de hidrocarbonetos, permitindo que a exploração se
realize de forma segura. O seu comprimento e sustimento depende da profundidade da rocha
geradora. Este pode ainda ser ancorado entre 100 e 200 metros acima da sapata.
Figura 19 – Tipos de revestimentos. Fonte: http://fracfocus.ca/groundw ater-protection/drilling-and-production
Ademais, existe uma série de operações que também desempenham um papel fundamental na
perfuração de um poço, tais como (Thomas, 2001):
Alargamento do poço, ou seja, o poço é novamente perfurado com uma broca de diâmetro
superior à utilizada na perfuração.
Nova perfuração, quando o poço por alguma perturbação se estreita e é necessário perfurar
novamente.
Acrescento de um novo tubo de perfuração na coluna, realizado quando o kelly atinge a mesa
rotativa.
Manobra, quando toda a coluna de perfuração é retirada e colocada novamente no poço,
geralmente, para substituição da broca.
Circulação de lamas com a broca acima do fundo do poço para limpeza do espaço entre as
paredes do poço e a coluna de perfuração.
Determinação de algumas características e propriedades das formações rochosas, após a
perfuração, através do deslocamento de um sensor dentro do poço, como a resistência
eléctrica, radioactividade, velocidade sísmica, potencial electroquímico, entre outras.
Movimentação da sonda para uma nova locação, incluindo a desmontagem em diversas
partes, transporte por camiões ou helicópteros e nova montagem.
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3.6. Operações de cimentação
A indústria do petróleo classifica a operação de cimentação em dois tipos: cimentação primária e
cimentação secundária, correctiva ou complementar. Uma boa análise dos parâmetros que
influenciam a cimentação permite identificar quais as necessidades do poço. Consoante as
necessidades, são formuladas técnicas capazes de atendê-las (Economides, 1997).
3.6.1. Cimentação primária
A cimentação primária corresponde ao trabalho de cimentação das colunas de revestimento, logo
após a sua descida no poço. É a principal operação de estruturação do poço. Deve garantir o seu
isolamento hidráulico de forma a manter a sua integridade e apresenta como objectivos:
1. Impedir o fluxo de fluidos da formação para o poço;
2. Impedir ou restringir a intercomunicação de fluidos entre as formações em redor do casing;
3. Impedir a perda de circulação do fluido de perfuração;
4. Selar e providenciar suporte adicional ao casing e às paredes do poço;
5. Proteger o casing e retardar o processo de corrosão;
6. Impedir a contaminação de zonas de água doce.
Quando a equipa de perfuração atinge a profundidade estabelecida para a coluna de revestimento,
faz-se circular o fluido de perfuração para limpar o poço. De seguida, retira-se a coluna de perfuração
e introduz-se a coluna de revestimento no poço. A cimentação dá-se através da bombagem de uma
pasta de cimento pelo interior da coluna, que se desloca para o espaço anular entre o casing e as
paredes do poço (Figura 20). A quantidade de pasta de cimento necessária é previamente calculada
para um determinado volume específico do espaço anular. Depois do endurecimento do cimento
pode-se iniciar uma nova perfuração.
Figura 20 – Operação de cimentação.
Fonte: http://w w w .bbc.co.uk/new s/10370479
26
Geralmente, é utilizado o cimento Portland, comumente usado em construção civil. Porém, a pasta de
cimento é especificamente concebida com determinadas características, dependentes da finalidade,
ambiente e solicitações a que será submetida. Isto é conseguido através da mistura do cimento com
compostos químicos, designados por aditivos.
No final de cada operação de cimentação são realizados testes de pressão no poço, para avaliar a
qualidade do trabalho efectuado. O principal problema de uma cimentação primária mal sucedida
reside no mau isolamento hidráulico do poço, devido ao cálculo incorrecto das propriedades do
cimento ou a condições do poço não previstas. Um mau isolamento hidráulico pode levar a uma
produção de fluidos indesejáveis, testes de avaliação das formações incorrectos, prejuízo no controlo
dos reservatórios, operações de estimulação mal sucedidas e à possibilidade de perda do poço. Os
custos de correcção de uma má cimentação primária podem ser elevadíssimos (Garcia, 1997).
3.6.2. Cimentação secundária
A cimentação secundária é uma operação de emergência, com o objectivo de corrigir erros (como por
exemplo isolar possíveis zonas de perda durante a perfuração) ou deficiências resultantes de uma
cimentação primária mal executada. Antes de se optar por uma cimentação secundária devem-se
analisar os seguintes pontos (Lake, 2006; Economides, 1997):
1. Dimensão do problema resultante da cimentação primária;
2. Se este problema pode ser reparado;
3. Factores de risco envolvidos;
4. Viabilidade económica.
A decisão da necessidade de uma cimentação secundária é uma tarefa de grande responsabilidade.
Apesar de exigir tanta tecnologia, engenharia e experiência operacional quanto a cimentação
primária, por vezes é realizada em condições desconhecidas do poço, quando não se tem o controlo
do poço e quando o tempo perdido na plataforma e os custos forçam decisões económicas de
elevado risco, principalmente no caso dos poços em offshore.
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4. COMPARAÇÃO DAS OPERAÇÕES: ONSHORE VS OFFSHORE
Para o petróleo conseguir chegar à superfície é inevitável a perfuração de um poço petrolífero, em
terra (onshore) ou no mar (offshore), que atinja o reservatório. Actualmente as sondas de perfuração
rotativas são utilizadas em quase todos os trabalhos de perfuração. Nas operações de perfuração
utilizam-se sondas terrestres ou sondas marítimas (Figura 21), conforme o local da operação, que
permitem perfurar os poços e garantir o acesso aos reservatórios, e em alguns casos armazenar os
equipamentos e alojar os trabalhadores.
Figura 21 – Classif icação de sondas de perfuração rotativas.
Sondas de perfuração
rotativas
Sondas Marítimas
Plataformas Flutuantes
Plataforma semi-submersível
Navio-sonda
JackupsPlataformas
Fixas
Self Contained
Tendered
Sondas Terrestres
Móveis
Com mastro portátil
Jackknife
Convencionais
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4.1. Sondagens Onshore
Os poços onshore foram os primeiros a serem desenvolvidos, apresentam custos inferiores à
perfuração no mar e a sua tecnologia é menos complexa. Entre 1800 e 1900, estes poços eram
realizados pelo método de percussão por cabo, onde se efectuavam quedas de pesos através de um
cabo. Contudo, esta técnica apenas funcionava a pequenas profundidades e em formações pouco
consolidadas. Assim, com a necessidade de se explorar a maiores profundidades, entre 1915 e 1928
nos Estados Unidos surgiram as sondas de perfuração rotativas (rotary rigs), que utilizavam como
sistema de rotação motores a vapor. Até 1934, com a descoberta de novas jazidas petrolíferas, houve
uma grande procura de sondas rotativas, levando a melhoramentos significativos principalmente na
substituição dos motores a vapor por motores a combustão. Após a Segunda Guerra Mundial, houve
um maior desenvolvimento na tecnologia do drilling com a introdução dos motores a diesel, e a sua
combinação com os motores eléctricos. Actualmente, as sondas de perfuração rotativas são bastante
potentes e versáteis, permitindo perfurar quase todo o tipo de formações, com várias trajectórias e
nas melhores condições de segurança (Gomes, 2011).
As plataformas terrestres caracterizam-se pela portabilidade e profundidade máxima de operação
(Bourgoyne, 1986). As infra-estruturas em ambiente onshore (Figura 22) são transportadas para o
local e montadas no solo sobre o poço petrolífero. Depois de montada a subestrutura, o piso da
sonda é preparado para receber as outras componentes. Os primeiros componentes instalados são o
guincho e o seu motor. De seguida, é elevada a torre de perfuração ou mastro, com o auxílio do
guincho, e fixada sobre a subestrutura. As restantes estruturas da sonda, geralmente feitas de
secções pré-fabricadas, são montadas depois. Devido ao alto custo de construção, a maior parte das
sondas terrestres modernas são construídas e montadas de forma a permitir que o mastro e as várias
componentes sejam movidas em unidades facilmente conectadas. O processo de transporte da
sonda para a locação pretendida e a sua preparação denomina-se por rigging up.
Figura 22 – Perfuração Onshore. Fonte: http://amandacplec.en.ec21.com/Onshore_Drilling_Rig--5009551_5009552.html
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Existe antecipadamente uma preparação do terreno, incluindo o dimensionamento das fundações, o
layout do equipamento, os sistemas de drenagem e os tanques de lama. Deste modo, deve ter-se em
consideração a estabilidade do terreno e os acessos (logística, condições de estradas e possíveis
obstruções).
O BOP (blowout preventer) é accionado quando é detectado que o poço está em k ick . Em caso de
k ick , o sucesso de controlo do poço depende da rapidez em que o k ick é detectado e da eficácia do
procedimento, que deve estar de acordo com a situação. O k ick pode ser detectado durante diversas
operações de sondagem:
Quando a coluna de perfuração está no mastro, fora do poço;
Durante as manobras de subida e descida da coluna de perfuração;
Perda total de circulação da lama durante a perfuração;
Durante a operação de perfuração.
Estas operações são feitas por equipas bem treinadas, pois um k ick controlado evita um blowout. As
operações de controlo e segurança em onshore são mais facilitadas do que em offshore pois além do
BOP estar à vista, está também muito perto, e no caso de o automatismo falhar as válvulas podem
ser operadas manualmente (Figura 23).
Figura 23 – BOP de um poço onshore. Fonte: http://oilguru.org/blog/2012/10/11/oil-guru-101-basic-rig-equipment/
30
4.2. Sondagem Offshore
As primeiras sondas marítimas funcionavam como sondas terrestres montadas em águas de pouca
profundidade. A necessidade de perfurar em água mais profundas fez com que surgissem novas
técnicas e equipamentos específicos para a perfuração no mar. A sua utilização depende
principalmente da portabilidade, profundidade da lâmina d’água e do relevo do solo submarino. As
sondas marítimas estão sujeitas a movimentações devido à acção das ondas, correntes e ventos, por
isso possuem sistemas de posicionamento que garantem a sua estabilidade. Em condições
atmosféricas adversas, ventos fortes e agitação marítima, as operações podem ser bastante
afectadas. A sua aplicação irá depender também da finalidade do poço e da relação custo/benefício.
O processo de sondagem offshore é bastante idêntico ao do onshore em termos mecânicos e
hidráulicos. A principal diferença relaciona-se com a parte estrutural onde a sonda é instalada
(Gomes, 2011). As sondas marítimas podem classificar-se em: plataformas fixas, plataformas auto-
eleváveis (jackups) e plataformas flutuantes (Figura 24).
Figura 24 – Tipos de estruturas em offshore.
Fonte: http://w w w .galpenergia.com/PT/investidor/ConhecerGalpEnergia/Os-nossos-negocios/Exploracao-Producao/fundamentos-engenharia-petroleo/Paginas/Perfuracao.aspx
As plataformas fixas (Figura 25) foram as primeiras a ser utilizadas em offshore. Estas estruturas são
geralmente ancoradas e instaladas no fundo do mar com tubos de ferro cravados no solo,
proporcionando uma grande estabilidade. Algumas são projectadas para receber todos os
equipamentos de perfuração, armazenar materiais, alojar os trabalhadores e incluem todas as
instalações necessárias (self contained), enquanto outras possuem um navio ancorado para o mesmo
efeito (tendered). Neste tipo de plataformas a perfuração é semelhante à perfuração onshore, ou seja,
os revestimentos são assentes no fundo do mar e desenvolvidos até à superfície, abaixo da
31
subestrutura. Tem como desvantagens: a limitação da profundidade da lâmina d’água até cerca de 30
metros de profundidade e a aplicação restringida ao desenvolvimento de campos já conhecidos,
devido aos elevados custos envolvidos no projecto, construção e instalação. Geralmente
permanecem no local da operação por um longo tempo.
Figura 25 – Plataforma fixa.
Fonte: http://w w w .offshore-technology.com/projects/granefieldnorw ay/granefieldnorw ay2.html
As plataformas auto-eleváveis ou Jackups (Figura 26) são sondas móveis com suporte na base da
plataforma, destinadas à perfuração de poços exploratórios em lâminas d’água inferiores a 130
metros. Podem ser transportadas por reboques ou por propulsão própria. Possuem pernas fixas ao
solo como estruturas de suporte, e uma vez posicionadas, movimentam-se mecânica ou
hidraulicamente até ao fundo do mar. Por este motivo, são o t ipo de unidade de perfuração com maior
número de acidentes.
Figura 26 – Jackup rig. Fonte: http://w w w .drillingcontractor.org/stable-market-pushes-asia-pacif ic-rig-demand-15572
32
Na classe das plataformas flutuantes incluem-se as plataformas semi-submersíveis e os navios-
sonda. As plataformas semi-submersíveis (Figura 27) são estruturas rectangulares flutuantes,
apoiadas por colunas verticais estabilizadoras em flutuadores submersos. Estas colunas suportam o
convés equipado com os equipamentos da plataforma. O seu posicionamento pode ser controlado
através de sistemas de ancoragem ou posicionamento dinâmico. O sistema de ancoragem é
constituído por âncoras e cabos (e/ou correntes), que actuam como molas e produzem esforços
capazes de restaurar a posição do flutuante. O posicionamento dinâmico é realizado através de
sensores que determinam a posição à deriva, seguido de accionamento dos propulsores que
permitem restaurar a posição da plataforma. A perfuração pode ser feita com a plataforma apoiada no
fundo do mar ou a flutuar. Este tipo de plataformas podem operar em águas com mais de 3000
metros de profundidade, trabalham em ambientes mais severos do que os navios-sonda e podem ter
propulsão própria.
Figura 27 – Plataforma semi-submersível. Fonte: http://w w w .offshore-technology.com/projects/liw an/liw an2.html
Os navios-sonda (Figura 28) são considerados os percussores tecnológicos e pioneiros na perfuração
offshore ultra-profunda. Estes barcos são especialmente construídos e convertidos para a perfuração
em águas profundas. Apresentam uma grande capacidade de armazenamento dos componentes de
perfuração, maior mobilidade e maior velocidade, quando comparados com outros modelos de
sondas, sendo que a sua maior vantagem é a capacidade de perfurar em lâminas d’água superiores a
3000 metros de profundidade. Contudo, são menos estáveis do que as plataformas semi-
submersíveis. O controlo da posição do navio-sonda é feito por posicionamento dinâmico, não
existindo ligação física entre a unidade de perfuração e o fundo do mar, com excepção dos
equipamentos de perfuração. Durante as operações de perfuração os revestimentos ficam apoiados
no fundo do mar por intermédio de sistemas especiais da cabeça do poço. A circulação do fluido de
perfuração e as operações de cimentação e completação são feitas através de uma coluna,
33
denominada por riser, que se estende da cabeça do poço no fundo do mar até à plataforma. O riser
deve ficar tão imóvel quanto possível. A sua aplicação depende da profundidade da lâmina d’água e
das correntes marítimas. Quanto maior for a profundidade mais pesado é o riser, por isso contêm
flutuadores para compensar o peso.
Figura 28 – Navio-sonda.
Fonte: http://w w w .2b1stconsulting.com/drillship/
A perfuração em offshore apresenta custos muito elevados e tecnologia bastante complexa, criando
um obstáculo para a exploração em águas muito profundas. O custo do aluguer é mais elevado que a
sondagem em onshore, o espaço para trabalhar é limitado e a distância à cabeça dos poços é
superior, caso estes sejam perfurados a partir de uma única plataforma marinha ou de uma
plataforma de produção. A mobilização de uma sonda offshore é muito mais lenta. Também as
despesas de transporte de pessoas, bens essenciais e consumíveis são mais elevadas. As
exigências ambientais e de segurança são usualmente mais rigorosas do que em onshore (Gomes,
2011).
Em offshore, o BOP (blowout preventer) pode localizar-se à superfície, no caso das plataformas fixas
ou jackups, ou no fundo do mar, como é o caso das plataformas flutuantes (Figura 29). Nas
plataformas fixas as diferenças de accionamento do BOP com onshore são mínimas, pois este e a
wellhead são instalados à superfície, permitindo a perfuração e intervenção nos poços a partir da
plataforma instalada no convés da sonda. As jackups embora também sejam apoiadas no fundo do
mar têm procedimentos diferentes das plataformas fixas, embora sejam mais idênticos aos
procedimentos em onshore. Nas plataformas flutuantes, para além dos casos em que o k ick é
manifestado em terra, existem ainda outros problemas como:
Localização do BOP em relação à profundidade de água;
Comunicação da cabeça do poço e do BOP, através do k ill/choke line e do riser, com a
superfície do mar;
34
Controlo do BOP por válvulas electromagnéticas e hidráulicas (control pods), através de
cabos com linhas eléctricas e hidráulicas;
Mau tempo, vento forte e ondulações elevadas;
Desconexão do riser, através de uma das gavetas do BOP equipada com shear rams que
corta a coluna de drill pipes, ficando em suspensão em caso de mau tempo;
Reconexão do riser, depois do mau tempo;
As técnicas de cálculos de pressão e densidades para o controlo do k ick diferem em função
da profundidade.
Em offshore, o sucesso do controlo do poço depende igualmente da rapidez em que o k ick é
detectado e da eficácia e adequabilidade do procedimento adaptado.
Figura 29 – Componentes de um BOP de uma plataforma flutuante.
Fonte: Adaptado de http://w w w .radoil.com/radoil-new s.php
35
4.3. Breve comparação entre sondagens
A tabela 1 apresenta um breve resumo das principais diferenças, de acordo com critérios técnico e
económicos, entre as sondagens onshore e offshore.
Tabela 1 – Comparação entre as sondagens onshore e offshore.
Fonte: Adaptado de Gomes, 2011
Sondagens onshore Sondagens offshore
Custos diários Mais baixos que as sondagens
offshore.
3 a 5 vezes mais elevados do que
as sondagens onshore.
Espaço disponível para
trabalhar
Geralmente, muito mais espaço para
trabalhar. Muito menos espaço.
Trajectória dos poços Mais simples, excepto se forem
efectuados a partir de clusters. Mais complexa.
Mobilização da sonda Mobilização rápida. Mobilização lenta e cara.
Transporte de pessoas e
bens essenciais
Transporte terrestre ou por avião/
helicóptero. Por helicóptero.
Transporte de materiais
pesados (consumíveis) Por camião. Por navio.
Exigências ambientais
Em geral, as exigências ambientais são idênticas, apesar de em
ambiente offshore ser mais difícil circunscrever e controlar as fugas de
petróleo.
36
37
5. CASOS PRÁTICOS
Durante o processo de perfuração, o diâmetro do poço vai diminuindo com o aumento da
profundidade. Por exemplo, um poço de 2590 metros pode iniciar a perfuração com uma broca de 26
polegadas nos primeiros 107 metros, seguido de uma broca de 17,5 polegadas dos 107 metros até
aos 915 metros, e de uma broca de 12,25 polegadas dos 915 metros até aos 2286 metros,
finalizando com uma broca de 8,5 polegadas até aos 2590 metros (Figura 30).
Figura 30 – Esquema simplif icado do acabamento de um poço. Fonte: Adaptado de http://w ellsaidcabot.com/w ellbore-construction/
Segundo Gomes (2011), as profundidades finais para cada segmento de poço definem-se com base
em três critérios:
1. Custos;
2. Geologia;
3. Objectivos de produção.
O primeiro critério é explicado facilmente pois quanto mais pequena for a broca mais rápida é a
perfuração e por isso menos dispendiosa. A alteração da geologia ou uma diferença brusca na
pressão da formação por vezes leva a que seja necessário entubar, ou seja, revestir com casing a
zona superior do poço, antes de se avançar para a fase seguinte. O último critério refere-se a que se
o débito esperado do poço puder ser atingido com uma tubagem de completação de menor diâmetro,
não será necessário entubar com um diâmetro tão grande, permitindo reduzir todos os diâmetros dos
segmentos do revestimento acima do reservatório, diminuindo o tempo e os custos de furação.
Para o exemplo citado anteriormente, numa situação comum, os segmentos do poço são entubados e
cimentados com tubagens de aço de 18 5/8, 13 3/8, 9 5/8 e 7 polegadas, da superfície até à
38
profundidade máxima de 2590 metros, respectivamente. O último casing pode ser designado por liner
de produção quando é suspenso dentro do casing de 9 5/8 polegadas por um liner hanger.
O liner de produção é instalado apenas quando o poço poderá vir a ser um produtor ou injector, pois
na maioria dos casos os poços de exploração são abandonados ou suspensos cimentando-se a zona
do reservatório. O shoe define a parte terminal de cada segmento tubular.
Na indústria petrolífera existem diversos tipos de poços, realizados durante a actividade de
sondagem, que se distinguem no modus operandus e tipo de tecnologias utilizadas e trajectória.
Os poços convencionais são poços verticais ou com pequenos desvios, que utilizam tecnologia e
equipamentos de perfuração standard.
Os poços horizontais apresentam uma inclinação superior a 80º, geralmente assumem ângulos de
90º dentro do reservatório, quando são perfurados numa direcção paralela às curvas de nível. A
tecnologia de perfuração para este tipo de poços é mais avançada, e, por vezes com recurso a
tecnologia de orientação RSA (Rotary Steerable Assemblies). Dependendo do grau de curvatura
entre a posição à superfície e a entrada no reservatório, estes poços podem ainda ser classificados
em ultra short radius (USR), short radius, médium radius e long radius. Os poços USR são realizados
com curvaturas muito acentuadas, sendo que a distância entre a sua localização à superfície e o
ponto de entrada no reservatório varia entre 10 e 30 metros.
Os poços multilaterais são essencialmente dois ou mais poços horizontais, ramificados do poço
original (mother borehole), sendo concebidos para produzirem a partir de múltiplas zonas do
reservatório.
Os poços MRC (multi-reservoir contact) são poços com muitas ramificações ou com extensões muito
longas, que podem ter várias configurações como a fork (tipo garfo) e a fish bone. Utilizam-se quando
existem constrangimentos na localização à superfície e em situações vantajosas do reservatório.
Os poços horizontais, denominados por extended reach wells, entram no reservatório a uma distância
muito longe da vertical da sua localização à superfície, e apresentam trajectórias horizontais muito
longas.
Figura 31 – Perfuração Multilateral. Fonte: Adaptado de Oilf ield Review , 1998.
39
5.1. Caso de Estudo – Poço Onshore
Antes de se iniciar a exploração do poço petrolífero, os engenheiros e geólogos devem fazer uma
análise completa à geologia do local, baseada essencialmente em estudos sísmicos. Devem aceder a
dados de outros poços explorados na região, poços produtores e não produtores e até poços de
água. Após isso deve ser definido um plano com os critérios necessários para garantir a segurança e
eficiência das operações, que terá de ser aprovado pelo Governo desse país. Estes critérios serão a
base para o dimensionamento dos equipamentos utilizados. Com base neste plano, a locação deve
ser preparada de modo a permitir e facilitar a perfuração, e mais tarde a produção, se for o caso.
Primeiramente, o terreno é desflorado e avalia-se a sua capacidade para sustentar a sonda e os
restantes equipamentos. De seguida é terraplanado, para garantir o nivelamento da sonda sobre o
poço a perfurar. Antes de a sonda ser movida para a locação, o empreiteiro da sonda deve efectuar
uma pré-vistoria dos acessos, entrada da locação, zona de colocação das ancoragens e do ante-
poço. Todas as alterações necessárias como a manobra da sonda, equipamento e critérios de
compactação devem ser discutidas ao detalhe e devidamente documentadas , assim como todas as
zonas que possam necessitar de reforços.
De notar que o poço onshore não pode estar localizado dentro de uma cidade ou vila e não pode
estar perto de escolas, hospitais e outros locais de maior risco.
Para este caso de estudo definiu-se um objectivo principal e três objectivos secundários. Estes
objectivos foram definidos por existir possibilidade de encontrar hidrocarbonetos em quantidades
economicamente viáveis. A água a ser utilizada durante a perfuração será fornecida a partir de um
poço de água, previamente formado para o efeito.
O poço onshore (poço vertical) foi definido como sendo de exploração e a sua profundidade total será
de 2918 metros. Apresenta como expectáveis problemas:
Vibrações excessivas na perfuração do topo do poço;
Perda total de circulação até aos 290 metros;
Influxo de água salgada aos 2500 metros.
5.1.1. Programa de perfuração
Todas as operações devem ser planeadas e executadas em conformidade com o manual de
standards e procedimentos, e em cumprimento com uma dada entidade reguladora. Caso não seja
cumprido, todas as alterações devem ser discutidas com a equipa de perfuração.
O programa de perfuração é realizado de modo a atingir-se o objectivo principal com toda a
segurança, e só depois os objectivos secundários. Deve ser realizado um estudo técnico aos
revestimentos, de forma a serem isoladas todas as zonas frágeis. Deve ser assegurada a bombagem
de lamas durante toda a operação de perfuração.
40
Na Tabela 2 é apresentado um resumo geral do programa de perfuração e revestimentos utilizados,
dividido em cinco principais fases.
Tabela 2 – Programa de perfuração e casing design do poço onshore.
Diâmetro do
furo
(polegadas)
Profundidade
(m)
Tipo de
broca
Casing
(polegadas)
Tipo de
revestimento
Dimensão do
casing (m)
Fase 1 36’’ ± 80 TCI 30‘’ Condutor ± 77
Fase 2 26’’ ± 300 TCI 20’’ Superfície ± 297
Fase 3 16’’ ± 1700 PDC 13 3/8‘’ Intermediário ± 1697
Fase 4 12 ¼‘’ ± 2500 PDC/TCI 9 5/8’’ Intermediário ± 2497
Fase 5 8 ½‘’ ± 2918 PDC/TCI 7’’ Produção ± 2915
A fase 1 iniciar-se-á com a perfuração de um poço piloto de cerca de 80 metros com uma broca de
26’’. De seguida, este será alargado através de uma segunda perfuração com uma broca de 36’’.
Existe a possibilidade de perda de circulação e de vibrações excessivas devido à formação ser
bastante dura. O revestimento condutor de 30’’ é o primeiro a ser descido no poço e tem como
principais funções: isolar os sedimentos superficiais não consolidados e servir de suporte à
perfuração seguinte. Depois de colocado o revestimento deverá ser cimentado.
Na fase 2 após a perfuração com a broca de 26’’ até à profundidade aproximada de 300 metros,
deverá ser colocado o revestimento de superfície de 20’’ e posteriormente cimentado, de modo a
conter as formações não consolidadas e servir de suporte para os restantes revestimentos. Nesta
fase são expectáveis os seguintes problemas: perda de circulação e vibrações excessivas. Assim,
deve considerar-se a utilização de equipamento auxiliar na perfuração.
Segue-se a fase 3, onde será feita a perfuração com uma broca de 16’’ até à profundidade de cerca
de 1700 metros, e descido um revestimento de 13 3/8’’ que depois será cimentado. Este revestimento
classificado como intermediário permitirá isolar possíveis fluxos de água e as zonas com provável
perda de circulação de fluidos. Há possibilidade de se causarem danos irreparáveis ao equipamento
devido à elevada dureza da formação, deste modo, a perfuração deve ser feita com a máxima
precaução.
Na fase 4 a perfuração será feita com uma broca de 12 ¼’’ até à profundidade aproximada de 2500
metros. Esta fase tem como possíveis problemas: taxa de penetração muito baixa e influxo de água
salgada. O revestimento intermediário de 9 5/8’’ permitirá isolar e proteger o poço dos fluxos de água.
Depois de colocado o revestimento deverá ser cimentado.
Por último, a fase 5 consistirá na perfuração com a broca de 8 ½’’ até à profundidade de 2918 metros
e permitirá atingir a zona do reservatório. No caso de se comprovar a presença de hidrocarbonetos,
em quantidades economicamente viáveis, deve perfurar-se novamente e descer-se no poço o
revestimento de produção de 7’’ até à profundidade de ± cerca de 2915 metros. O revestimento de
41
produção permitirá fazer a ligação entre a superfície e a formação geradora de hidrocarbonetos. Caso
contrário, o poço deverá ser condicionado para abandono.
Estima-se que a operação de perfuração terá uma duração aproximada de 73 dias, sendo que a
maior perda de tempo ocorrerá durante a perfuração da fase 3. Justifica-se pelo facto de ser a fase
com maior extensão vertical, cerca de 1400 metros.
5.1.2. Programa da lama
Na Tabela 3 são apresentados os tipos de fluidos de perfuração utilizados para cada uma das fases
da operação de perfuração do poço.
Tabela 3 – Tipos de f luidos de perfuração a utilizar no poço onshore.
Diâmetro do
furo (polegadas) Profundidade (metros)
Sistema de fluidos de
perfuração Densidade
Fase 1 36’’ ± 80 Fluido à base de água 1.04 – 1.05
Fase 2 26’’ ± 300 Fluido à base de água 1.04 – 1.05
Fase 3 16’’ ± 1700 Fluido à base de óleo 1.15 – 1.20
Fase 4 12 ¼‘’ ± 2500 Fluido à base de óleo 2.05 – 2.10
Fase 5 8 ½‘’ ± 2968 Fluido à base de óleo 1.20 – 1.25
5.1.3. Programa da cimentação
O cimento utilizado no revestimento de um poço é igual ao usado em engenharia civil, contudo terá
as suas propriedades modificadas consoante as necessidades do poço. Para isso, será feita uma
mistura do cimento com compostos químicos, geralmente designados por aditivos. A escolha da
pasta de cimento a utilizar varia em função do tempo de presa e da temperatura do poço.
A pasta de cimento utilizada na operação de cimentação pode ser leve (lead), quando apresenta uma
densidade de 1.58, ou pesada (tail), quando apresenta uma densidade de 1.90. Consoante o
revestimento a cimentar, podem ser utilizados um ou dois tipos de pasta de cimento, colocando-se
sempre primeiro o mais leve e só depois o mais pesado. Geralmente, a pasta de cimento mais
pesada (tail) isola a zona produtiva.
Na Tabela 4 são apresentados os tipos de pasta de cimento utilizados para cada uma das fases da
operação de perfuração.
42
Tabela 4 – Tipos de pasta de cimento a utilizar no poço onshore.
O aditivo “retardador de presa” permitirá aumentar o tempo de hidratação normal do cimento,
retardando o tempo de presa.
5.1.4. Informações adicionais
A operação de perfuração deste poço apenas será realizada mediante um grande conhecimento
geológico, devido aos vários problemas previstos.
De notar que durante a perfuração da zona de sal na fase 4, deverá ser adicionado sulfato de barite
(BaSO4) ao fluido de perfuração com o objectivo de atingir uma densidade entre 2,05 e 2,10. Este
aumento de densidade terá como consequência um aumento do peso da lama para contrabalançar o
aumento da pressão nos poros, de cerca de 1,95 SG. Por este motivo a perfuração deve ser feita
com a máxima precaução. Deve utilizar-se um fluido à base de óleo visto que o óleo não dissolve o
sal. Caso seja possível utilizar-se um fluido à base de água será necessário aumentar a sua
salinidade.
Para se garantir a preservação do local da perfuração devem aplicar-se as seguintes acções:
1. O design e o tipo de construção da plataforma adoptado deve ter a capacidade de proteger o
ambiente envolvente das operações de perfuração.
2. Quando a plataforma for removida, toda a área deve ser limpa e restaurada.
O BOP (blowout preventer) a ser utilizado neste caso de estudo incluirá um anular e três gavetas.
Casing
(polegadas)
Dimensão do
casing (m) Lead Slurry Tail Slurry
Fase 1 30 ½‘’ ± 77 - Cimento tipo G + CaCl2
Fase 2 20’’ ± 297 Cimento tipo G + Bentonite Cimento tipo G + CaCl2
Fase 3 13 3/8‘’ ± 1697 Cimento tipo G + Bentonite Cimento tipo G + Aditivo
retardador
Fase 4 9 5/8’’ ± 2497 - Cimento específico
Fase 5 7’’
± 2965 - Cimento tipo G + Aditivo
retardador
43
5.2. Caso de Estudo – Poço Offshore
O projecto de um poço offshore é constituído por várias etapas. Inicialmente devem ser feitos estudos
de sísmica que permitirão determinar a região onde existe uma maior probabilidade de haver
acumulação de hidrocarbonetos. De seguida, a geodesia deverá fornecer as coordenadas exactas do
local a perfurar. Deve ainda ser feito um estudo oceanográfico que meça as profundidades do oceano
ou mar (batimetria) e uma avaliação à resistência mecânica do solo. Em simultâneo, deve definir-se o
tipo de plataforma a utilizar na operação de perfuração.
Quando a área a perfurar é conhecida pelos geólogos da empresa operadora, é possível optimizar o
comprimento de cada uma das fases de perfuração, dimensionando-se o número de fases, o
diâmetro e o comprimento dos revestimentos a serem descidos no poço. Os dois factores que mais
influenciam o comprimento das fases são: a pressão dos poros da formação e a pressão de absorção
da formação mais frágil não isolada. O revestimento do poço entre outras funções permitirá isolar as
formações com diferentes fluidos e pressões, evitando o interfluxo (fluxo de hidrocarbonetos de uma
formação com maior pressão para uma de menor pressão, com água ou gás, por exemplo).
Para este caso de estudo definiram-se dois objectivos principais e dois objectivos secundários. Estes
objectivos foram definidos por existir possibilidade de encontrar hidrocarbonetos em quantidades
economicamente viáveis.
O poço offshore foi definido como sendo de exploração e a sua profundidade total será de 5100
metros. Apresenta um status sensível e não ostenta risco de H2S nem de shallow gas.
O tipo de plataforma adoptado será uma plataforma flutuante semi-submersível (Figura 31). Uma
plataforma semi-submersível está sujeita aos ventos fortes e às correntes marítimas mas não à
ondulação, visto que os flutuadores estão localizados abaixo da zona das ondas.
Figura 32 – Plataforma semi-submersível.
Fonte: http://w w w .offshoreenergytoday.com/omv-to-drill-barents-sea-w ell-using-transocean-barents-rig/
44
5.2.1. Programa de perfuração
As operações devem ser previamente planeadas e realizadas de acordo com o manual de standards
e procedimentos, e em cumprimento com as referências da companhia. Caso existam alterações,
estas devem ser discutidas com a equipa de perfuração.
Devem ser isoladas todas as zonas frágeis e ser assegurada a bombagem de lamas durante toda a
operação de perfuração. O BOP, após descido no poço, será testado depois de cada operação de
cimentação.
Na Tabela 5 é apresentado um resumo geral do programa de perfuração e revestimentos a serem
utilizados, dividido em cinco principais fases. De notar que o lençol de água (mud line) atinge uma
profundidade de 1002 mMD/RT (measured depth/rotary table).
Tabela 5 – Programa de perfuração e casing design do poço offshore.
Diâmetro do
furo
(polegadas)
Profundidade
(m)
Tipo de
broca
Casing
(polegadas)
Tipo de
revestimento
Dimensão do
casing (m)
Fase 1 42’’ 1002 ± 1067 PDC 36‘’ Condutor 1002 ± 1067
Fase 2 26’’ ± 1887 PDC 20’’ Superfície ± 1887
Fase 3 17 ½’’ ± 3203 PDC 13 3/8‘’ Intermediário ± 3193
Fase 4 12 ¼‘’ ± 4286 PDC 9 5/8’’ Produção ± 4276
Fase 5 8 ½‘’ ± 5102 PDC - - -
A fase 1 deve iniciar-se com a perfuração de um poço piloto com uma broca de 26’’. Em simultâneo,
com o auxílio de um alargador (reamer) localizado 4,5 metros acima da broca de 26’’, o poço deve ser
alargado para um diâmetro de 42’’ até à profundidade aproximada de 1067 metros. De seguida, o
revestimento condutor de 36’’ é descido no poço por jateamento (jetting), permitindo conter os
sedimentos não consolidados. O jateamento só deve ser aplicado na operação de perfuração se
existir um bom conhecimento geológico do fundo do mar. Depois de colocado o revestimento deverá
ser cimentado.
Na fase 2 após a perfuração com a broca de 26’’ até à profundidade aproximada de 1887 metros,
deverá ser colocado o revestimento de superfície de 20’’ e posteriormente cimentado, de modo a
isolar as formações não consolidadas e servir de suporte para os restantes revestimentos. Depois da
operação de cimentação, o BOP será descido no poço em concordância com os procedimentos da
empresa contratada.
Na fase 3 é previamente feito um poço piloto com a broca de 12 ¼’’ até à profundidade de 3203
metros. De seguida, com o auxílio de um alargador (reamer), o poço deverá ser alargado para um
45
diâmetro de 17 ½’’. Nesta fase é expectável um aumento da pressão nos poros. Caso se confirme,
deve interromper-se a operação de perfuração e aumentar o peso da lama, com assentimento da
empresa contratada para o efeito. O revestimento intermediário de 13 3/8’’ depois de descido no poço
será cimentado e permitirá isolar possíveis fluxos de água e as zonas com provável perda de
circulação de fluidos.
Segue-se a fase 4, onde é feita a perfuração com uma broca de 12 ¼’’ até à profundidade
aproximada de 4286 metros. A principal dificuldade desta fase será a perfuração de
aproximadamente 1083 metros a uma temperatura de 50ºC. Este aumento de temperatura poderá
afectar o fluido de perfuração, tornando-o instável. As propriedades físicas e químicas do fluido
devem ser ajustadas para que não existam contaminações. O revestimento de produção de 9 5/8’’
depois de cimentado permitirá fazer a ligação entre a superfície e a formação geradora de
hidrocarbonetos. Devem ser adicionados aditivos específicos durante a fabricação da pasta de
cimento, visto que a sua qualidade poderá ser afectada devido às elevadas temperaturas.
Por último, a fase 5 consistirá na perfuração com a broca de 8 ½’’ até à profundidade de 5102 metros.
Nesta fase calcula-se que, no pior caso, a temperatura rondará os 164ºC. Caso se confirme, deve ser
aplicada uma estratégia de arrefecimento, de modo a evitar falhas nos equipamentos.
Estima-se que a operação de perfuração terá uma duração aproximada de 80 dias.
5.2.2. Programa da lama
Na Tabela 6 são apresentados os tipos de fluidos de perfuração a serem utilizados para cada uma
das fases da operação de perfuração do poço.
Tabela 6 – Tipos de f luidos de perfuração a utilizar no poço offshore
Dimensão do
furo (polegadas) Profundidade (metros)
Sistema de fluidos de
perfuração Densidade
Fase 1 42’’ 1002 ± 1067 Fluido à base de água 1,30
Fase 2 26’’ ± 1887 Fluido à base de água 1,30
Fase 3 17 ½’’ ± 3203 Fluido à base de óleo 1,11
Fase 4 12 ¼’’ ± 4286 Fluido à base de óleo 1,18 – 1,25
Fase 5 8 ½’’ ± 5102 Fluido à base de óleo 1,18 – 1,25
5.2.3. Programa da cimentação
A pasta de cimento utilizada no revestimento de um poço apresenta as suas propriedades
modificadas consoante as necessidades do poço, através de uma mistura do cimento com compostos
46
químicos, geralmente designados por aditivos. A escolha da pasta de cimento a utilizar varia em
função do tempo de presa e da temperatura do poço. Os principais riscos da operação de cimentação
com acrescento de aditivos em ambiente offshore são:
1. Se a presa da pasta de cimento está acelerada Prisão da coluna de cimentação;
2. Se a presa da pasta de cimento está retardada Possível fluxo de hidrocarbonetos por
perda hidrostática.
A pasta de cimento utilizada na operação de cimentação pode ser leve (lead), quando apresenta uma
densidade de 1.58, ou pesada (tail), quando apresenta uma densidade de 1.90. Consoante o
revestimento a cimentar, podem ser utilizados um ou dois tipos de pasta de cimento, colocando-se
sempre primeiro o mais leve e só depois o mais pesado. Geralmente, a pasta de cimento mais
pesada (tail) isola a zona produtiva.
Na Tabela 7 são apresentados os tipos de pasta de cimento a serem utilizados para cada uma das
fases da operação de perfuração.
Tabela 7 – Tipos de pasta de cimento a utilizar no poço offshore
O aditivo “acelerador de presa” permitirá reduzir o tempo de hidratação normal do cimento,
acelerando o tempo de presa.
5.2.4. Informações adicionais
A operação de perfuração deste poço apenas será realizada mediante um grande conhecimento
geológico, devido aos vários problemas previstos. A segurança das operações durante a perfuração
deve ser uma das principais preocupações. Tendo em conta os riscos associados deve ser feito um
plano de risco antes de se dar início às operações.
Casing
(polegadas)
Dimensão do
casing (m) Lead Slurry Tail Slurry
Fase 1 36‘’ 1002 ± 1067 Cimento tipo G + CaCl2 -
Fase 2 20’’ ± 1887 Cimento tipo G + CaCl2 -
Fase 3 13 3/8‘’ ± 3193 Cimento tipo G + Barite Cimento tipo G + Aditivo
acelerador
Fase 4 9 5/8’’ ± 4276 - Cimento tipo G + Cimento tipo S
Fase 5 - - - -
47
Na maioria das bacias petrolíferas existem concentrações mínimas detectáveis ou até mesmo
comerciais de sulfetos sob a forma de H2S. A determinação da origem do H2S é fundamental para a
exploração, desta forma é possível minimizar eventuais danos assim como evitar a formação de
maiores quantidades. De notar que acumulações deste gás podem gerar diversas complicações
durante a perfuração, avaliação e produção de hidrocarbonetos.
O BOP (blowout preventer) a ser utilizado neste caso de estudo incluirá dois anulares e quatro
gavetas.
48
49
6. ANÁLISE DOS PRINCIPAIS RISCOS
6.1. Estabilidade da coluna de perfuração
A coluna de perfuração é constituída pela conexão de vários tubos de perfuração, apresentando na
sua extremidade a broca. Cada um destes tubos apresenta um peso relativamente elevado e visto
que a coluna é composta por dezenas ou centenas deles, conforme a profundidade do poço, o peso a
ser suportado aquando da descida ou retirada da coluna de perfuração é enorme e crescente.
O dimensionamento da coluna ou BHA (bottom hole assembly) deve ser calculado de forma a manter
a coluna de perfuração estável durante a aplicação das diversas variações de peso sobre a broca,
possibilitando a operação de perfuração. Deve ainda garantir a verticalidade ou a inclinação do poço
(consoante o pretendido) e a sua segurança durante a perfuração. Os estabilizadores (roller reamers)
são instalados na coluna de perfuração consoante a orientação do poço.
6.2. Manobra da coluna de perfuração
A manobra é a operação de substituição da broca, quando esta está desgastada ou precisa de ser
trocada por outra de menor dimensão, de modo a prosseguir com a perfuração. Nesta operação, toda
a coluna de perfuração tem de ser retirada até à superfície. De forma a economizar o sistema, a
manobra é feita retirando-se secções de dois ou três tubos, sendo que cada tubo mede cerca de 9
metros, exigindo por vezes uma torre com mais de 45 metros de altura (Thomas, 2001).
O primeiro sintoma de uma broca desgastada (Figura 32) é não apresentar avanço na perfuração.
Após este primeiro sinal, deve ser aplicado mais peso sobre a broca. Se ainda assim não apresentar
progresso, o operador da sonda deve notar no painel do sondador se existe uma grande variação no
indicador de torque. Caso se confirme, a broca está desgastada e terá de ser substituída. As brocas
geralmente apresentam um tempo de duração estimado pela fábrica. Geralmente uma broca PDC
consegue trabalhar entre 150 a 200 horas, no entanto, uma broca tricónica trabalha apenas 50 horas.
Figura 33 – Broca desgastada. Fonte: http://en.w ikipedia.org/w iki/Well_drilling
50
6.3. Perdas de lama
Segundo Thomas (2001), quando a pressão hidrostática, exercida pelo fluido de perfuração, é menor
do que a pressão dos fluidos confinados nos poros das formações rochosas permeáveis, então irá
ocorrer um influxo do fluido para o poço. Se este for controlável é denominado como k ick .
Contrariamente, se existir uma produção descontrolada de gás ou hidrocarbonetos até à superfície,
dá-se o chamado blowout.
As principais causas de ocorrência de um k ick resultam de um peso de lama insuficiente ou de um
incorrecto abastecimento do poço durante a manobra, ou seja, quando é retirada a coluna de
perfuração, deve ser colocado o equivalente volume em lama, de forma a manter a pressão
hidrostática efectiva no fundo do poço. Pode ainda ocorrer se:
O gás incluso nas formações passar para o fluido de perfuração, diminuindo a sua densidade,
e este voltar a ser inserido na coluna de perfuração sem ter sido devidamente tratado;
Existir um decréscimo da pressão hidrostática, devido à perda de fluido em circulação,
provocando a entrada deste nas formações rochosas;
Existirem certos imprevistos durante as operações de perfuração.
Contudo, existem diversos indícios que previamente reconhecidos e devidamente interpretados
permitem evitar um k ick , como:
Aumento de volume nos tanques de lama;
Aumento do fluxo do fluido de perfuração no retorno;
Existir fluxo de lamas no poço com as bombas desligadas;
Diminuição da pressão de bombagem e aumento de velocidade da bomba;
Na operação de manobra o poço recebe menos lama do que a prevista;
Na operação de manobra o poço retorna mais lama do que a prevista;
Aumento do ROP (rate of penetration), devido a um desequilíbrio entre a pressão hidrostática
e a pressão dos poros;
A lama apresentar na sua constituição água, petróleo ou gás.
Antigamente, os blowouts eram relativamente frequentes, resultando em graves acidentes ambientais
e até na morte dos operadores das sondas. Hoje em dia, devido à evolução dos equipamentos que
permitem prever e detectar a pressão esperada do reservatório e de outros equipamentos de controlo
e até a obrigatoriedade do uso de BOP, consegue-se que estas situações sejam muito menos
frequentes. Em situações extremas, os blowouts são controlados por empresas especializadas.
51
6.4. Perdas de material no fundo do poço e “fishing”
A designação “fish”, na indústria petrolífera, serve para identificar qualquer equipamento que tenha
caído, partido ou ficado preso no poço, interrompendo as operações de perfuração. O “fishing” é,
assim, uma operação de recuperação ou libertação deste equipamento. Esta operação pode ter
consequências bastante graves quer no atraso da exploração, quer na alteração das condições
mecânicas da formação (Santos, 2011).
As ferramentas utilizadas no “fishing”, designadas por overshots (Figura 33), dependem do tipo de
material que se quer recuperar e do seu diâmetro, sendo que, por vezes é necessário desenhar uma
nova ferramenta para retirar o material do interior do poço.
Por vezes, os drill pipes e os drill collars partem-se nas suas ligações (tool joints) devido a não serem
bem apertados antes de entrarem no poço.
Figura 34 – Tipos de overshots.
Fonte: http://en.tianheoil.com/products_detail/&productId=c3b0f006-9010-408f-a149-45000e9b2c3f.html
6.5. Integridade dos materiais e equipamentos
Os equipamentos e acessórios de perfuração são bastante vulneráveis à corrosão, potenciais fendas,
danos realizados por terceiros e até defeitos de fábrica.
Periodicamente deve ser feita uma inspecção aos equipamentos, incluindo um registo de controlo
assegurado por uma empresa certificada, para prevenir futuros acidentes e garantir a segurança e a
estabilidade da operação de perfuração, reduzindo os riscos financeiros. O técnico de inspecção dos
52
equipamentos é responsável por garantir a continuidade, segurança operacional e integridade
estrutural dos equipamentos e das instalações.
A substituição dos equipamentos em onshore é muito mais económica do que em offshore.
6.6. Factor Humano
Com o desenvolvimento da indústria petrolífera existe maior necessidade de formação de pessoal
qualificado e cada vez mais especializado para ocupar determinadas posições. A experiência neste
ramo é fundamental, contudo deve vir acompanhada de uma sólida base técnica de trabalho
realizado. A responsabilidade e a comunicação entre as diversas operações que ocorrem na
plataforma deve ser uma exigência pessoal de cada trabalhador para não permitir que uma série
perigosa de eventos possa ocorrer.
Ainda existe alguma falta de investimento neste sector e comprometimento para com os
trabalhadores, contudo, hoje em dia já são realizados diversos cursos de especialização, consoante
as diversas áreas de trabalho na plataforma.
Algumas características bastante importantes para qualquer companhia petrolífera serão enumeradas
de seguida:
1. Elevada atenção a todos os pormenores;
2. Equipa bem formada;
3. Presença de espírito;
4. Competência;
5. Decisão;
6. Motivos económicos;
7. Negligência;
8. Cansaço.
53
7. A SEGURANÇA OPERACIONAL, O IMPACTO AMBIENTAL E OS ACIDENTES
A componente HSE (Health, Safety and Environment) é uma preocupação de qualquer operação
industrial. Contudo, foi desenvolvida de tal forma nos projectos petrolíferos que a política e os
procedimentos tornaram-se parte integrante da gestão das companhias. Aquando da implementação
de uma gestão de HSE, as companhias devem ter em consideração as pessoas, as comunidades e o
ambiente. Uma companhia que tem em vista os aspectos éticos e morais está a investir na sua
reputação, e, geralmente, as companhias petrolíferas com maior HSE também apresentam melhores
resultados económicos.
Esta indústria é muito mais susceptível a problemas, devido à sua história e às dificuldades inerentes
aos projectos de exploração e produção. Normalmente, estes projectos ocupam grandes áreas e
envolvem uma grande quantidade de equipamentos (Gomes, 2011).
7.1. Segurança
Segundo Gomes (2011), a garantia da segurança é de uma dificuldade extrema, principalmente em
grandes operações, pois passa pela mentalidade do indivíduo, por aspectos culturais e por muitos
factores. Não é suficiente a aplicação de penalizações, é necessário transformar as pessoas em
defensoras reais dos procedimentos que garantam a sua segurança.
Num passado próximo, as companhias estabeleciam objectivos de produção, de eficiência e de
redução de custos mas não de segurança. A segurança era considerada como um conjunto de
indicadores de tempos perdidos e acidentes. Hoje em dia as companhias estão a evoluir no sentido
de corrigir este problema, atribuindo tarefas bem definidas na área da segurança. Os resultados
demonstraram-se melhores quando a companhia apenas estabelece os objectivos gerais e são os
técnicos que definem e implementam as melhores formas de atingir estes objectivos, dentro de certos
parâmetros.
Em suma, as companhias devem estabelecer um sistema de segurança que defina um conjunto de
princípios e objectivos de segurança, os métodos e procedimentos utilizados e as formas de avaliar
os resultados atingidos e a própria aplicação dos procedimentos.
7.2. Saúde
“A saúde é mais do que a ausência de doença! É um bem-estar moral, mental e físico que permite à
pessoa enfrentar qualquer desafio na sua vida!” (Péricles, 430 a.C.)
É fundamental dar aos trabalhadores condições que garantam o seu bem-estar. Aspectos como a
resposta a acidentes e doenças, a não-exposição a ambientes nocivos (fumos, barulho, entre outros),
as condições ergonómicas e o tão conhecido stress, devem ser devidamente avaliados. Para além
disso, devem também ser apresentadas propostas de acções a implementar, como por exemplo, a
54
aplicação de filtros para eliminar as poeiras. Quando os trabalhadores dispõem de boas condições, a
produtividade é boa.
Sempre que a empresa inicia um novo projecto deve analisar qual o impacto no indivíduo e na
comunidade. A companhia deve apresentar projectos responsáveis e os Governos devem garantir a
regulamentação e fiscalização necessárias para proteger a população e a força de trabalho.
O sulfeto de hidrogénio ou ácido sulfídrico (H2S) é um gás extremamente tóxico gerado durante a
decomposição da matéria orgânica mas que também pode ser produzido com os hidrocarbonetos, em
certas áreas. O H2S é muito perigoso para os trabalhadores e potencialmente mortal, por isso o seu
reconhecimento, detecção e monitoramento é essencial. Em baixas concentrações tem o odor
característico a ovos podres, contudo é inodoro em concentrações letais. O efeito do H2S depende da
duração, frequência e intensidade da exposição, bem como da susceptibilidade do indivíduo, porém a
exposição prolongada a baixas concentrações pode ser bastante prejudicial.
7.3. Ambiente
A preservação do ambiente é cada vez mais uma preocupação constante da humanidade. Hoje em
dias, os estudos de impacto ambiental (EIA – environmental impact assessment) fazem parte de
qualquer projecto petrolífero e merecem total atenção das companhias petrolíferas, dos Governos e
até do público em geral. Estes estudos têm o objectivo de identificar os potenciais efeitos e riscos no
ser humano, no ambiente, na reputação, nas propriedades e nos aspectos económicos, e
consequentemente reduzi-los a níveis mínimos ou mesmo eliminá-los. Será também fornecida a
informação necessária para que os especialistas e gestores decidam sobre a viabilidade do projecto
petrolífero e quais as alternativas ou modificações que terão de fazer ao mesmo. A sua importância
deve-se ainda a outros aspectos, tais como, o cumprimento dos regulamentos das agências
governamentais de cada país e dos sistemas de gestão de HSE, melhoria das práticas operacionais,
definição de metas de performance, ajustamento do orçamento operacional e divulgação da
importância das questões ambientais. Um estudo EIA pode demorar entre três a nove meses,
dependendo do tamanho e do tipo de projecto em estudo, bem como da existência de outros estudos
anteriores.
As companhias petrolíferas têm todo o interesse em contribuir decisivamente para o desenvolvimento
sustentável, visto resultar numa maior reputação no público geral e, consequentemente, em mais
oportunidades de negócio. O impacto de um acidente sério pode estender-se ao longo de anos,
décadas ou mesmo séculos. Tendo em conta os acidentes já ocorridos em plataformas, podem-se
agrupar em três principais categorias:
1. Derrames de petróleo em terra e no mar.
2. Emissões gasosas para a atmosfera.
3. Alterações na superfície terrestre.
55
7.4. Aspectos sociais
Quando uma companhia petrolífera implementa um novo projecto são estabelecidos acordos com os
Governos, sendo esta responsável pelo emprego de pessoas da comunidade local e pela
implementação de infra-estruturas, tais como, estradas, sistemas de transporte, cantinas e
enfermarias de apoio aos trabalhadores. Qualquer companhia tem como objectivos garantir as
melhores condições de lucro e de recuperação do investimento, por isso cabe ao Governo saber
adaptar as suas exigências, garantindo rendimento para o país. A comunidade local deve sair
beneficiada para além da vida do projecto.
7.5. Acidentes
As imagens dos primeiros projectos de exploração e produção nos Estados Unidos e no Azerbaijão
demonstram um elevado impacto ambiental. Seguem-se os problemas ambientais nos campos
petrolíferos da Sibéria Ocidental durante o regime Soviético, a contaminação de aquíferos no
Equador, devido a resíduos com petróleo que não foram devidamente isolados dos solos, os
acidentes em plataformas marítimas e os derrames dos petroleiros.
Em 2002, o naufrágio do Prestige provocou um derrame de mais de 500 000 barris junto às costas
portuguesa e espanhola. O acidente ocorrido na plataforma Piper Alpha, embora não tão grave em
termos ambientais, foi considerado o maior acidente da indústria petrolífera, tendo perecido 167
pessoas. Em 1979, o blowout do poço Ixtoc-1 (Figura 34), situado na bacia de Campeche do golfo do
México foi bastante prejudicial em termos ambientais. Devido a uma operação mal conduzida, houve
uma erupção descontrolada de fluidos, seguida de incêndio. Foram derramados cerca de 3,5 milhões
de barris para o mar e o poço só foi controlado após 9 meses. Apesar da dimensão deste acidente,
que afectou as costas mexicana e americana, actualmente pode afirmar-se que os ecossistemas
locais recuperaram e os efeitos não foram tão nocivos como previsto.
Figura 35 – Blowout do poço Ixtoc-1.
Fonte: http://commons.w ikimedia.org/w iki/File:IXTOC_I_oil_w ell_blow out_2.jpg
56
O maior derrame marinho de petróleo da história da indústria petrolífera (Figura 35) ocorreu a 20 de
Abril de 2010, num offshore profundo do Golfo do México (poço Macondo) e será desenvolvido em
detalhe no capítulo seguinte.
Figura 36 – Área afectada pelo blowout do poço Macondo. Fonte: http://w w w .eoearth.org/view /article/161185/
7.6. Responsabilidade legal
O contrato de concessão petrolífera é assinado pelas entidades governamentais com um consórcio
de companhias petrolíferas. Geralmente, em caso de acidente, a responsabilidade é dividida
proporcionalmente à participação que detêm na concessão. Apenas em caso de negligência
grosseira por parte da companhia operadora, o que é bastante difícil de comprovar, é que a
responsabilidade seria limitada a esta. A responsabilidade pode ainda atingir as companhias
subcontratadas, como por exemplo a empresa que executa o poço.
As companhias petrolíferas, como entidades conhecedoras de todos os detalhes das operações,
devem ser responsabilizadas por não implementarem procedimentos operacionais capazes de evitar
os acidentes. No entanto, os Governos têm a obrigação de zelar pelo bem-estar da população, e, por
isso, deveriam ter as capacidades necessárias para impor políticas de fiscalização, o que
actualmente não acontece. As entidades e autoridades locais não têm força nem vontade de interferir
e por vezes são as organizações ambientais não governamentais e a imprensa que estão mais
atentos. Todos os intervenientes contam e todos têm uma parte da culpa (Gomes, 2011).
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8. BLOWOUT DO POÇO MACONDO
O poço Macondo situa-se no campo de Mississípi Canyon, bloco 252, a cerca de 80 km da costa e a
uma profundidade de cerca de 1500 metros de lâmina d’água (Figura 36). Era um poço de exploração
que visava a detecção de hidrocarbonetos em quantidades economicamente viáveis.
Figura 37 – Esquema do poço Macondo. Fonte: http://w w w .csaq.org.br/site/noticias/pagina/4
O poço Macondo era do tipo HPHT (High Pressure High Temperature), o que representava riscos
adicionais para a ocorrência de um k ick , ou seja, não seria possível elevar o peso do fluido de
perfuração para se gerar uma condição de melhor segurança sob pena de fracturar as rochas da
formação (BP, 2010). Por outro lado, qualquer pequena variação negativa do peso da lama,
provocada por exemplo por contaminantes (água, óleo, entre outros), ou uma diminuição do nível
hidrostático do fluido no interior do poço, poderia provocar um k ick . Em suma, as margens de
variação do peso da lama (seja superior ou inferior) são muito pequenas para águas profundas
(Rocha, 2009).
O poço foi iniciado a 6 de Outubro de 2009, com a plataforma Transocean Marianas, mas fechado a 8
de Novembro de 2009, devido à passagem do furacão Ida pela região. Foi reiniciado em Fevereiro de
2010, com a plataforma semi-submersível Deepwater Horizon da Transocean com algumas
anormalidades em pressões nas rochas. No dia 16 de Abril foi aprovado o abandono temporário do
poço, visto os objectivos exploratórios terem sido atingidos, e iniciado o processo de cimentação. Foi
no dia 20 de Abril de 2010 durante a operação de cimentação, a 5500 metros de profundidade, que
ocorreu o k ick que não foi detectado a tempo de fechar o poço.
58
Segundo o relatório da BP (2010) as falhas no projecto de cimentação, nos equipamentos de
segurança do poço e na detecção do k ick , foram os principais responsáveis pelo desastre. Porém,
nem o sondador nem ninguém da equipa de perfuração percebeu os indícios do influxo de gás no
poço, o que corresponde a uma enorme falha humana. O Relatório Baker (2013) apontou que apesar
de a BP possuir rígidas políticas de segurança, a sua aplicação não era consistente, e que faltava
uma “cultura de segurança” entre os trabalhadores. Após as análises da comissão de investigação da
BP, não haviam evidências claras sobre a reacção imediata do pessoal, nem sobre o funcionamento
do BOP e dos seus sistemas de backup.
A BP apresentou seis principais motivos (Figura 37) para a ocorrência deste acidente:
1) A cimentação do último revestimento (liner) não foi adequada. Existiram falhas na avaliação
do cimento, na avaliação de risco da operação e na interpretação do teste de pressão
negativa (permite saber se a cimentação foi bem realizada). Tanto a equipa da BP como a
equipa da Transocean não souberam interpretar os resultados. A pressão dos poros da
formação superou a pressão hidrostática do cimento, provocando a passagem do gás para o
espaço anular.
2) A lock ing sleeve (barreira que é instalada no topo do liner) permitiu a passagem do gás para
o interior do poço, que por diferencial de densidade, se deslocou em direcção à sonda. Pode
ter havido uma falha na produção desta peça ou na sua instalação pela equipa de perfuração.
3) O gás não foi identificado antes de chegar ao riser. O sondador não deveria estar atento aos
“avisos” dos vários equipamentos que controlam as condições do poço, pois após detect ar
qualquer influxo, deveria imediatamente fechar o poço. O k ick foi descoberto 40 minutos
depois do primeiro influxo, tornando qualquer operação extremamente perigosa, pois o gás,
em tese, já poderia deter um enorme volume do poço e estando próximo da sonda poderia
causar um vazamento seguido de explosão.
4) Quando o sondador tentou fechar o poço já não era possível. O poço deve ser fechado o
quanto antes, pois o volume de gás é menor. O BOP falhou ao ser accionado, assim como
todos os equipamentos críticos para o controlo do poço.
5) O sistema de detecção de gás e incêndio não disparou perante a presença de gás em locais
que não eram protegidos. Por algum motivo os alarmes estavam desligados.
6) O sistema de separação do petróleo e gás não possuía a capacidade necessária para toda a
quantidade de fluido destinada.
59
Figura 38 – Esquema de falhas que levaram ao blowout.
Fonte: http://w w w .csaq.org.br/site/noticias/pagina/4
Pode-se concluir que este blowout foi resultado de diversos problemas operacionais, técnicos e de
regulamentação, causando uma explosão, dezassete feridos e onze mortos. A Guarda Costeira
conseguiu evacuar rapidamente 115 dos 126 trabalhadores da plataforma (ITOPF, 2012). A
plataforma afundou 36 horas após a primeira explosão. Após 87 dias de produção descontrolada para
o mar de um volume estimado de 4,9 milhões de barris, foram realizados dois poços (relief wells)
destinados a interceptar o poço e bloquear o seu fluxo. A perda do poço e da plataforma foi apenas
uma parcela quando comparadas com os imensos prejuízos ambientais, financeiros, sociais e com a
perda de vidas.
A fauna e a flora marinha, bem como as indústrias do turismo e da pesca foram imediatamente
afectadas. Apesar da área afectada ter sido inferior à prevista inicialmente, muito deste petróleo
chegou à costa e não é claro qual o impacto no fundo marinho, onde pode ter havido acumulação do
petróleo degradado. Pode concluir-se a inexistência de um real plano de emergência pois nem as
empresas petrolíferas, nem os organismos de protecção ambiental estavam preparados para reagir a
um acidente desta dimensão. Foram aplicadas diversas medidas de recolha de petróleo e de
protecção costeira, que se revelaram insuficientes face ao volume derramado.
Este acidente demonstrou que existe necessidade de reforçar os procedimentos operacionais das
companhias petrolíferas para garantir a segurança das operações. O nível de risco pode ser também
controlado com rigorosos sistemas de regulamentação e fiscalização.
60
61
9. PLANO DE EMERGÊNCIA
Inicialmente um plano de emergência deve incluir a documentação de todas as informações
relevantes como a identificação da actividade, instalações (empresas envolvidas e localização),
resumo descritivo da sonda de perfuração e embarcações (em offshore), características dos produtos
explorados e resultados possíveis de acidentes com os mesmos. Deve ser feita uma análise de
vulnerabilidade e facultada formação teórica aos trabalhadores. De seguida, deve documentar-se
quais os recursos humanos, equipamentos e materiais a serem accionados em caso de emergência.
E por fim, incluir os seguintes procedimentos de resposta (Plano de Emergência Individual, 2008):
Accionamento do plano;
Comunicação às autoridades;
Interrupção da descarga de petróleo;
Monitorização;
Obtenção e actualização de informações relevantes;
Deslocação dos recursos;
Contenção e recolha do petróleo derramado;
Dispersão mecânica e química do petróleo derramado;
Protecção de zonas vulneráveis (incluindo a população e a fauna);
Limpeza das zonas afectadas;
Colecta e transporte dos resíduos para local previsto;
Registo do ocorrido;
Encerramento das operações.
As companhias petrolíferas seguem procedimentos operacionais bastante rigorosos , que, se
seguidos, minimizam o risco de acidentes. No entanto, estes devem ser constantemente actualizados
e melhorados de forma a prevenir eventuais incidentes. Devem também ser feitos simulacros
periodicamente. Obviamente que o risco não deixará de existir, por isso é necessário definirem-se
bons planos de resposta com a maior eficácia e rapidez possíveis.
O plano de emergência direccionado para os acidentes resultantes da actividade de perfuração
marítima envolve as plataformas de perfuração e os incidentes por poluição de petróleo no mar. Em
caso de fuga esta é feita em botes.
Em onshore é definido um ponto de encontro para onde todos os trabalhadores devem ir em caso de
emergência, e é nesse local que se acciona a resposta ao incidente.
62
63
10. CONSIDERAÇÕES FINAIS
Um bom projecto de um poço petrolífero é essencial para manter a integridade durante o seu ciclo de
vida. Deste modo, é possível garantir que é seguro para os trabalhadores e para a comunidade em
redor, permite minimizar os riscos de fugas e derrames, protege o subsolo e as águas superficiais, é
seguro de operar e apresenta uma baixa probabilidade de falhas a longo prazo.
Para cada poço é necessário ter em consideração a geologia pormenorizada, as condições
ambientais e os requisitos operacionais do local onde o poço está situado. Apesar de existirem
algumas diferenças no processo de desenvolvimento do poço, cada poço é projectado com o
objectivo de se manter estável ao longo da sua vida.
Os fluidos de perfuração são responsáveis pela estabilidade do poço e uma forte indicação das
condições em que este se se encontra. Devem apresentar características especiais que garantam
uma perfuração segura, eficiente e rápida. Como as propriedades das formações são sempre
diferentes, é impossível formular um único fluido que se adapte a todas as necessidades do poço. Ao
longo da perfuração o poço é revestido e cimentado, para garantir a estabilidade permanente das
formações e por questões de segurança. As operações de perfuração realizadas em offshore são
bastante mais complexas que as operações em onshore, sobretudo quando o BOP está colocado no
fundo do mar. Todas as operações devem ser consideradas críticas e devem estar de acordo com a
legislação local. Visto que as operações de correcção geralmente implicam custos bastante elevados,
devem ser realizadas de forma segura, eficiente e económica.
Geralmente, são realizados vários testes mecânicos de estabilização para avaliar a integridade do
poço. São estabelecidos limites operacionais de pressão e fluxos de revestimento para garantir que
ameaças à integridade do poço, como as fendas, são rapidamente detectadas e correctamente
identificadas.
É de grande importância existirem boas práticas de trabalho, de modo a proteger o ambiente,
funcionários, empreiteiros e toda a comunidade em redor e que exista uma afável comunicação entre
esta e a empresa de modo a perceber quais as suas necessidades. Os alarmes e os sistemas de
emergência devem ser frequentemente verificados e os colaboradores são devidamente formados
para operar no poço e nas instalações locais.
No final da vida produtiva de um poço petrolífero, a empresa deve cumprir rigorosamente as regras
do seu encerramento, adoptadas por esta. O fecho é feito através da colocação de cimento e/ou de
barreiras mecânicas, de modo a eliminar todos os trajectos possíveis de ascensão do petróleo e gás
natural à superfície. Deve ser documentada toda a informação referente ao local da exploração,
desenvolvimento do poço e os detalhes do seu encerramento, para futuras referências.
Num poço onshore, é feita a reabilitação da superfície de forma a ficar com as condições mais
próximas possíveis às originais (antes da exploração) ou da preferência do proprietário, respeitando
todas as leis e obrigações contratuais.
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65
REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
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Faculdade de Ciências e Tecnologia, Universidade Nova de Lisboa, 2009.
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Engineering. USA: Society of Petroleum Engineering, 1986.
BP – British Petroleum (Website) [Consultado em Junho de 2014]. Disponível em http://www.bp.com.
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ConocoPhillips: Onshore Well Integrity. Fact Sheet May 2013.
Costa Silva, A.J. – Apontamentos de Petróleo e Gás. Instituto Superior Técnico, Lisboa, 2004.
Costa, D. O., & Lopez, J. d. – Tecnologia de Métodos de Controle de Poço e Blowout. Rio de
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