tamara barbosa porto
TRANSCRIPT
TAMARA BARBOSA PORTO
ELEMENTOS TUBULARES PARA CONSTRUÇÃO DE POÇOS DE PETRÓLEO:
desafios relativos à integridade estrutural e hidráulica
Rio de Janeiro
2018
TAMARA BARBOSA PORTO
ELEMENTOS TUBULARES PARA CONSTRUÇÃO DE POÇOS DE PETRÓLEO:
desafios relativos à integridade estrutural e hidráulica
Trabalho de Conclusão de Curso apresentado ao curso de
Engenharia de Petróleo e Gás da Universidade Veiga de
Almeida como exigência parcial para obtenção do título de
Bacharel em Engenharia de Petróleo e Gás.
Orientador: Prof. Eduardo dos Santos Radespiel, PhD.
Rio de Janeiro
2018
UNIVERSIDADE VEIGA DE ALMEIDA
ELEMENTOS TUBULARES PARA CONSTRUÇÃO DE POÇOS DE PETRÓLEO:
desafios relativos à integridade estrutural e hidráulica
Tamara Barbosa Porto
Eduardo dos Santos Radespiel, PhD.
Aprovada em 28 de novembro de 2018, por:
Prof. Dr. Eduardo, dos Santos Radespiel, PhD (Orientador – UVA)
Prof. Msc. Paulo Guilherme Oliveira de Oliveira (UVA)
Dr. Jose Manuel Antelo Gomez (CONVIDADO)
Rio de Janeiro
2018
Dedico este trabalho aos meus pais, Cléa B.
Brovini Porto e José Brovini Porto, por toda
compreensão, dedicação, carinho e auxílio para
minha formação, pelas palavras de conforto na
hora certa e por todo apoio nesta trajetória.
A minha avó, Maria das Mercês Brovini Porto
(in memoriam), pelo exemplo de perseverança
e carinho, que sempre acreditou no meu
potencial.
A minha irmã Ana Clara Barbosa Porto e Tia
Maria das Graças Brovini Porto pelo carinho e
apoio.
À professora que sempre me incentivou e me
apoiou para alcançar meus objetivos, Lucia
Maria Kroker.
E a todos os meus amigos que tem me apoiado
ao longo desta trajetória.
AGRADECIMENTOS
Primeiramente agradeço a Deus, pela sabedoria e força ao longo desta caminhada, por
todas as bênçãos concedidas para que isto se concretizasse.
Aos meus amigos espirituais que me tem me ajudado nos momentos de angústia, me
auxiliando na busca pelo equilíbrio e na prática do exercício da fé.
A minha família, por estar presente em todos os momentos da minha vida. Pelos lanches
da minha mãe para nossos grupos de estudo e pelo auxílio do meu pai com os cálculos e
trabalhos.
A todos os meus amigos da antiga UGF (Universidade Gama Filho) em especial
Leonardo Santos, Karol Gimenez e Stewart Felizardo os quais me acompanharam e conviveram
comigo nos momentos difíceis, fomos apoio um do outro para não desistir de nossos sonhos.
Às amigas, quase primas, mais especiais Ana Clara Fortes, Dayane Cristiane, Carol
Assereuy pelas cantorias na madrugada para espantar o sono para estudar.
Aos novos amigos feitos na Veiga de Almeida em especial Daniel Resende, Wilson
Marinho, Leonardo Peres, Priscila Gomes, Taylane Muniz, Bruno Felipe, Rafaela Furtado,
Jhonata Cirilo, Bruna Borges, pelo companheirismo e risadas ao longo dessa jornada.
Ao meu amigo Luiz Carlos pelas palavras de apoio e incentivo para que eu acreditasse
no meu potencial, e pelos ensinamentos espirituais o meu sincero obrigado.
Aos meus amigos Leticia Ribeiro e Felipe Munis pelo apoio e companheirismo em
nossas confraternizações em Petrópolis.
A todos os colegas de classe que durante os últimos anos colaboraram com os estudos e
por todos os momentos de descontração.
À professora Lucia Maria Kroker por toda a disponibilidade, paciência e ensinamentos
ao longo de nossa trajetória acadêmica.
À professora Monica Elizabete Caldeira Deyllot pela orientação, dedicação e constante
incentivo em nossos grupos de estudo.
Ao Professor Marcos Vitor, pelos conhecimentos transmitidos com feedbacks quase que
instantâneos. Pelas inspiradoras aulas de Reservatório e apoio em outras disciplinas.
Ao meu orientador, Prof. Ph.D. Dr Eduardo dos Santos Radespiel, pela atenção,
orientação, ensinamentos e disponibilidade durante a realização desse trabalho.
Aos demais professores e integrantes pelos conhecimentos transmitidos, orientação,
discussões e apoio prestados durante toda minha formação acadêmica e na realização deste
trabalho.
À Universidade Veiga de Almeida (UVA), por nos acolher em um momento de
incertezas e conceder-nos a oportunidade de gozar de um curso de excelência compatível com
condições de mercado.
Meus sinceros agradecimentos a todos aqueles que de alguma forma contribuíram para
que a conclusão deste trabalho se tornasse possível.
“Só sabemos com exatidão quando sabemos pouco,
à medida que vamos adquirindo conhecimentos,
instala-se a dúvida.”
Johann Goethe
RESUMO
Os elementos tubulares são essenciais na indústria do petróleo e gás, desde a perfuração e
completação de poços de exploração e produção até transporte para refinarias e redes de
distribuição transportando óleo e gás natural. As condições em que as empresas de petróleo e
gás operam atualmente se tornam cada vez mais complexas para encontrar e explorar novas
reservas, apresentando demandas extraordinárias para os fabricantes de tubos e fornecedores de
serviços. Produtos tubulares de aço são usados na perfuração de poços e nas atividades de
completação e são fabricados em uma gama de materiais testados, com características
adequadas para atender a necessidades e aplicações específicas em cenários de aplicação
altamente desafiadores. Qualidade e confiabilidade são fatores fundamentais em uma indústria
em que os investimentos envolvem grandes riscos econômicos, humanos e ambientais. O
presente trabalho visa, por meio de revisão bibliográfica, descrever a importância dos elementos
tubulares (revestimentos e colunas de produção e injeção) para a integridade estrutural
(carregamentos mecânicos, corrosão e outros) e hidráulica (minimizar problemas de
vazamento, especificando e qualificando corretamente conexões) dos poços. A pesquisa foi
realizada através de informações coletadas em artigos científicos, monografias, patentes, livros
e dissertações de mestrado e doutorado que foram obtidos em bancos de dados eletrônicos, bem
como no portal OnePetro da Society of Petroleum Engineers (SPE), ISO (International
Organization For Standardization) e normas da Petrobrás disponíveis nas mídias digitais. Foi
possível discutir de modo geral os componentes de coluna e revestimentos, suas funções, os
esforços sofridos e as dificuldades encontradas durante a vida do poço, podendo esta pesquisa
contribuir com futuros trabalhos de fins acadêmicos.
Palavras-chave: Revestimentos. Coluna de produção. Petróleo.
ABSTRACT
Tubular goods are essential in the oil and gas industry whose applicability ranges from
exploration and production activities (drilling, completion and production of wells) to
transportation to refineries and distribution networks carrying oil and natural gas. The
conditions under which oil and gas companies operate today become increasingly complex to
find and exploit new reserves, bringing extraordinary demands to pipe manufacturers and
service providers. Tubular steel goods are used in well drilling and completion activities and
are manufactured in a range of tested materials with characteristics suited to meet specific needs
and applications in highly challenging application scenarios. Quality and reliability are key
factors in an industry where investments involve great economic, human, environmental risks.
The present work aims, through a literature review, to describe how the importance of tubular
elements (linings and column) for structural integrity (mechanical loading, corrosion, etc.) and
hydraulic (minimizing leakage problems, specifying and correctly qualifying connections) of
wells. The research was carried out through information collected in scientific articles,
monographs, patents, books and master's and doctoral dissertations that were obtained in
electronic databases, as well as in the OnePetro portal of the Society of Petroleum Engineers
(SPE), ISO (International Organization For Standardization) and Petrobras standards available
in digital media. It was possible to discuss in a general way the components of column and
coatings, their functions, the efforts suffered and the difficulties encountered during the life of
the well, being able this contribution to contribute with future works of academic ends.
Keywords: Coatings. Production Column. Oil.
LISTA DE FIGURAS
Figura 1- Etapas de perfuração de poços .................................................................................. 17
Figura 2 - Exemplo do esquema dos revestimentos de um poço de petróleo em campo
offshore ..................................................................................................................................... 20
Figura 3 - Fases do poço e seus revestimentos ......................................................................... 21
Figura 4 - Etapas de Completação de Poços ............................................................................. 22
Figura 5 - Diagrama de blocos qualidade da cimentação ......................................................... 24
Figura 6 - Exemplo da diferença das conexões API x Premium .............................................. 33
Figura 7 - Apresentação esquemática das etapas do processo Mannesmann: a) Vista frontal do
processo b) Vista tridimensional detalhada dos elementos do processo. ................................. 36
Figura 8 - Exemplos de esquemas de laminador de tubo sem costura utilizados pela empresa
JFE Steel ................................................................................................................................... 38
Figura 9 - Ilustração tratamentos térmicos e termoquímicos aplicados aos aços ..................... 42
Figura 10 - Esquema de exemplo para leitura de nomenclatura de aços .................................. 44
Figura 11 - Exemplo de tubo corroído por pite ........................................................................ 50
Figura 12 - Exemplo de corrosão eletroquímica ...................................................................... 51
Figura 13 - Esquema de ocorrência de corrosão em poços injetor e produtor ......................... 52
Figura 14 - Exemplo de proteção catódica ............................................................................... 57
Figura 15 - Diferenças nas aplicabilidades ânodo versus cátodo ............................................. 57
Figura 16 - Gráficos que demonstram a relação da pressão parcial com a taxa de corrosão ... 58
Figura 17 - Desenvolvimento das conexões premium dos três fabricantes líderes e os seus
principais produtos ................................................................................................................... 63
Figura 18 - Demonstra o esquema dos níveis de CAL em uma malha ilustrativa ................... 64
Figura 19 - Resistência ao colapso em função relação OD/t .................................................... 69
Figura 20 - Esquema dos regimes de falhas por colapso .......................................................... 69
Figura 21 - Exemplo de esquema de um poço offshore vertical com anulares confinados ..... 73
Figura 22 - Tubos de revestimento após sofrer colapso por APB ............................................ 74
Figura 23 - Esquema de coluna de produção ............................................................................ 77
Figura 24 - Exemplo de posicionamento dos sensores em poço offshore ................................ 90
LISTA DE TABELAS
Tabela 1- Diâmetro do revestimento ........................................................................................ 29
Tabela 2 - Grau API dos Aços .................................................................................................. 30
Tabela 3 - Requerimentos químicos para seleção de revestimentos de grau API .................... 31
Tabela 4 - Comprimento dos ranges ......................................................................................... 34
Tabela 5 - Utilização da normativa versus a melhor designação de cada tipo de aço .............. 45
Tabela 6 - Metalurgia de tubos de produção ............................................................................ 49
Tabela 7 - Requisito de alguns graus de aço para tubos e revestimento .................................. 62
LISTA DE ABREVIATURAS
ASTM-American Society for Testing and Materials
API-American Petroleum Institute
BOP-Blowout Preventer
CCL-Casing Collar Locator
GR-Gamma Ray
TCP-Tubing Conveyed Perforation
VDL-Variable Density Logging
CBL- Cement Bond Logging
AMN-Árvore de Natal Molhada
ANP-Agência Nacional de Petróleo
SGIP-Regulamento Técnico do Sistema de Gerenciamento da Integridade de Poços
OD-Diâmetro Externo
ID-Diâmetro Interno
ISO-International Standards Organization
SAE-Society of Automotive Engineers
AISI-American Iron and Steel Institute
ABNT-Associação Brasileira de Normas Técnicas
UNS-Unified Numbering System
BSW-Basic Sediment and Water
CRA-Corrosion Resistant Alloy
OCTG-Oil Country Tubular Goods
CAL-Connection Application Levels
APB-Annular Pressure Buildup
ECD- Equivalent Circulating Density (Densidade Equivalente quando Bombeando)
COP - Coluna de Produção
COI- Coluna de Injeção
DHSV-Down Hole Safety Valve
HPHT - High Pressure, High Temperature
SUMÁRIO
1. INTRODUÇÃO .................................................................................................................... 14
1.1 APRESENTAÇÃO DO TEMA E OBJETIVO .............................................................. 14
1.2 JUSTIFICATIVA ........................................................................................................... 15
1.3 METODOLOGIA ........................................................................................................... 15
1.4 ORGANIZAÇÃO DO DOCUMENTO .......................................................................... 16
2.0 CONSTRUÇÃO DE POÇOS ............................................................................................. 17
2.1 IMPORTÂNCIA ESTRUTURAL E INTEGRIDADE DE POÇO DOS TUBOS DE
REVESTIMENTO E DE COLUNA DE PRODUÇÃO/INJEÇÃO. .................................... 26
2.2. COMPRIMENTO DA SEÇÃO ..................................................................................... 28
2.3. DIÂMETRO NOMINAL............................................................................................... 28
2.4. PESO NOMINAL .......................................................................................................... 29
2.5. CONEXÕES .................................................................................................................. 31
2.6. RANGE .......................................................................................................................... 34
3.0 PRINCÍPIO DE FABRICAÇÃO DE TUBOS DE REVESTIMENTO E DE
PRODUÇÃO/INJEÇÃO .......................................................................................................... 35
3.1. PROCESSOS DE FABRICAÇÃO ................................................................................ 35
3.1.1 Produção por Tubo Penetrante Rotativo (Processo Mannesmann) ......................... 35
3.2. TRATAMENTOS TÉRMICOS..................................................................................... 39
3.3. METALURGIA ............................................................................................................. 42
3.3.1 Corrosão........................................................................................................................... 50
3.3.2 Corrosão na Indústria do Petróleo ........................................................................... 52
3.4 PRESSÃO PARCIAL DE GASES ÁCIDOS ................................................................. 58
3.5 FORMAS DE MITIGAR OS EFEITOS CORROSIVOS .............................................. 59
3.6 QUALIFICAÇÃO........................................................................................................... 61
4.0 CRITÉRIOS DE PROJETO DE REVESTIMENTO ......................................................... 65
4.1. ESPECIFICAÇÕES DE UM TUBO DE REVESTIMENTO ....................................... 65
4.2. ANÁLISE DE ESFORÇOS E TENSÕES ..................................................................... 66
4.3 DESAFIOS: AUMENTO DE PRESSÃO ANULAR DEVIDO AO EFEITO TÉRMICO
EM FLUIDOS CONFINADOS ............................................................................................ 71
5.0 CRITÉRIOS DE PROJETO DE TUBOS DE PRODUÇÃO ............................................. 76
5.1 ESPECIFICAÇÕES E DIMENSIONAMENTO ............................................................ 77
5.2 ANÁLISE DE ESFORÇOS E TENSÕES ...................................................................... 80
5.2.1 Perfil de Pressão Externa ......................................................................................... 81
5.2.2 Perfil de Pressão Externa para dimensionamento à pressão interna para este cálculo
deverá obedecer a metodologia a seguir: .......................................................................... 82
5.2.3 Perfil de Pressão Externo para Dimensionamento ao Colapso................................ 83
5.2.4 Perfis Internos para Dimensionamento ao Colapso ................................................. 84
5.2.5 Perda de Circulação ................................................................................................. 84
5.2.6 Esvaziamento Total (Full Evacuation) .................................................................... 85
5.2.7 Esvaziamento Parcial (Partial Evacuation) ............................................................ 85
5.2.8 Perfis Internos para Dimensionamento à Pressão Interna ....................................... 87
5.2.9 Teste de Pressão....................................................................................................... 89
5.2.10 Furo na Coluna de Produção (Tubing Leak) ......................................................... 89
5.2.11 Furo na Coluna de Injeção ou de Estimulação ...................................................... 91
5.2.12 Cálculo dos Carregamentos ................................................................................... 91
5.2.13 Dimensionamento aos Carregamentos Axiais ....................................................... 91
5.2.14 Conexões de Revestimentos, Colar de Estágio e Canhoneio para Recimentação . 93
6.0 CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES .......................................................................... 94
7.0 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS ............................................................................... 97
14
1. INTRODUÇÃO
A demanda energética mundial é ascendente desde a Revolução Industrial, causado pelo
desenvolvimento assíduo do setor industrial, em especial o automobilístico, e pelo crescimento
populacional (ALMEIDA, 2017). Assim sendo, a demanda do setor Petrolífero ganha força
para atende-la, necessitando de estudos e investimento em tecnologia para suprir os desafios do
setor.
Observa-se hoje no Brasil um cenário de início de crescimento de produção, após passar
por instabilidades econômicas e escândalos políticos. Momento para reestruturação e
investimentos por tecnologias com soluções mais acessíveis, de modo que sejam
economicamente viáveis no cenário atual do mercado de óleo e gás.
Ouve-se atualmente que “a era do petróleo fácil acabou”, evidencia-se um cenário cada
vez mais desafiador e hostil, com águas profundas, como no caso do pré-sal (LOPES, 2017).
Para isto se faz necessário expertise de conjuntas áreas para uma produção eficiente e segura.
As explorações das reservas de petróleo na camada de pré-sal, no Brasil, ganham cada
dia mais atenção, pois essas descobertas elevaram a economia brasileira a um novo patamar de
reservas e produção de petróleo, conferindo uma posição de destaque da Petrobras no ranking
mundial das grandes empresas de energia. (ALMEIDA,2017)
Com isso, o estudo sobre os elementos tubulares e sua metalurgia aplicada aos poços de
petróleo ganha destaque, pois todo processo é influenciado pelos materiais. O processamento,
estrutura, propriedades e desempenho são vertentes e estão relacionadas entre si, ou seja, a
estrutura de um material dependerá da maneira pela qual o mesmo foi processado. Além disso,
o desempenho será em função das suas propriedades e aplicabilidades (CEGLIAS, 2012).
1.1 APRESENTAÇÃO DO TEMA E OBJETIVO
São perceptíveis o empenho para estudos e a busca crescente por materiais e processos
cada vez mais eficazes e eficientes na indústria de um modo geral, principalmente na indústria
óleo e gás. Emprega-se hoje em dia uma variedade muito grande de materiais para a fabricação
de tubos, só a A.S.T.M. (American Society for Testing and Materials) especifica mais de 500
tipos diferentes de materiais. (SENAI,2014). Dentre os diversos materiais catalogados pela
ASTM, destacam-se os mais utilizados na fabricação dos tubos: tubos metálicos (ferrosos e não
ferrosos), tubos não-metálicos e tubos de aço com revestimento interno.
As tubulações industriais são utilizadas em vários setores da indústria petrolífera como
no processamento, refinarias de petróleo, para transportar fluídos, oleodutos, gasodutos,
revestimento e tubos para completação de poços, etc.
15
As tubulações industriais podem ser divididas em 2 classes distintas: tubulações dentro
de instalações industriais e tubulações fora de instalações industriais. As tubulações dentro de
instalações industriais abrangem tubulações de processo, utilizadas para transmissão hidráulica
e de drenagem. As tubulações fora de instalações industriais abrangem tubulações de transporte
(adução, transporte e drenagem) e tubulações de distribuição (distribuição e coleta).
(PORTAL..., 2018)
A escolha assertiva de um dado material é imprescindível para desempenhar qualquer
função neste setor, pois há um cenário de trabalho altamente agressivo com comportamentos
químicos e físicos severos. Um problema complexo cuja solução depende principalmente da
pressão e temperatura de trabalho, do fluído conduzido e suas características de corrosão e
contaminação, do custo, do maior ou menor grau de segurança necessário, das sobrecargas
externas que existirem, e também, em certos casos, da resistência ao escoamento, ou seja,
perdas de carga. (SENAI, 2014)
O intuito deste trabalho foi estudar o desempenho dos revestimentos e elementos
tubulares utilizados em poços (produção e injeção) de petróleo diante dos cenários hostis aos
quais são submetidos, seus desafios e futuras superações.
1.2 JUSTIFICATIVA
Num panorama da exploração em áreas de cada vez mais difícil acesso,
progressivamente torna-se fundamental aprofundar o conhecimento técnico envolvido nas
operações de construção de poços.
Visando este cenário irá se abordar os tipos de revestimento de poços, que demonstram
fundamental importância perante seus principais desafios que vão da escolha do material,
corrosão, resistência, estrutura e composição química.
1.3 METODOLOGIA
A revisão bibliográfica, ou revisão da literatura, é a análise crítica, meticulosa e ampla
das publicações correntes em uma determinada área do conhecimento (TRENTINI E PAIM,
1999).
Neste trabalho foi adotado o método de pesquisa bibliográfica, trata-se do levantamento
de publicações em livros, revistas e outros portadores de texto como documentos eletrônicos,
que possibilitam a análise e comparações entre os diversos autores, garantindo uma base teórica
para a pesquisa. (MARTINS, 2001)
16
A pesquisa bibliográfica procura explicar e discutir um tema com base em referências
teóricas. Busca também, conhecer e analisar conteúdos científicos sobre determinado tema
(MARTINS, 2001). Com foco na metalurgia do revestimento de poços, suas estruturas e
desafios. O alicerce técnico utilizado para elaboração deste trabalho provém das recomendações
práticas contidas nas normas e padrões API, ISO e Nortec disponibilizadas em âmbitos digitais.
1.4 ORGANIZAÇÃO DO DOCUMENTO
A monografia foi estruturada em 7 capítulos, sendo este o Capítulo 1, no qual é feita a
introdução do tema principal e objetivo, apresentando justificativa, metodologia e estrutura. O
Capítulo 2 apresenta um detalhamento da construção de poço, a importância estrutural e para a
integridade de poço dos tubos de revestimento e da coluna.
O Capítulo 3 é destinado ao tema central da monografia, os princípios de fabricação de
tubos de revestimento e de produção/injeção, com ênfase nos processos de fabricação,
tratamentos térmicos, metalurgia e qualificação perante a vedação. O Capítulo 4 expõe os
critérios de projeto de revestimento, analisando as especificações de um tubo de revestimento,
análise de esforços e seus desafios.
O Capítulo 5 exprime os critérios de projeto de tubos de produção/injeção e
especificações de tubos de produção com a análise de esforços e tensões. O Capítulo 6 discorre
sobre as considerações finais acerca do tema proposto, que propõe a necessidade estudos para
perspectivas futuras com o estudo da Nanotecnologia.
No Capítulo 7, por fim, estão dispostas todas as Referências Bibliográficas utilizadas
para conduzir o estudo e possibilitar a apropriada elaboração do trabalho.
17
2.0 CONSTRUÇÃO DE POÇOS
Observa-se que em todo desenvolvimento de projeto e construção de um poço de
petróleo, se utilizam vários componentes sendo os derivados de ligas metálicas uns dos mais
importantes, dentre estes estudos deve-se destacar também a importância de se combater
corrosão crescente em ambientes onde o custo da intervenção em poços é mais alto. Por
exemplo: em poços terrestres, é comum se utilizar colunas em aço carbono, pois é mais barato
trocar a mesma, o que é impensável em poços submarinos. Para melhor esclarecer isto, faz-se
necessário uma breve estruturação da construção de um poço e seus componentes.
Obviamente, o projeto de poços de petróleo segue o mesmo processo de implantação de
um projeto de engenharia como outro qualquer. Nas fases iniciais o nível de detalhamento é
mais baixo, atingindo o seu maior grau na fase de definição e execução. Durante a etapa de
planejamento é definido o projeto dos poços que farão parte do projeto, ou seja, é realizado o
detalhamento das fases de perfuração e completação. Esse detalhamento é feito com base em
diversas análises e definições, como por exemplo, análise de geopressões, definição do fluido
de perfuração, quantidade de fases do poço, tipo de revestimento e cimentação adequados, tipo
de broca, entre outros. (ROCHA E AZEVEDO, 2009).
Após finalizado o projeto do poço e posições sobre materiais, logística, e das
embarcações necessárias para realizar o serviço, sendo um projeto como um todo
economicamente viável, inicia-se a execução.
Com base no projeto de poço definido para um projeto em específico é iniciada a
perfuração dos poços através de uma sonda. O poço é dividido em fases, onde cada uma delas
é determinada pelo diâmetro da broca ou do alargador que está sendo utilizado na perfuração
(ROCHA E AZEVEDO, 2009).
A definição da quantidade de fases em um poço depende das características das zonas a
serem perfuradas e da profundidade final prevista. Em geral, para execução de cada fase são
necessárias três atividades, conforme apresentado na Figura 1. (MARTINS, 2014)
Fonte: Martins,2014
Figura 1- Etapas de perfuração de poços
18
Na perfuração, o objetivo principal é atingir os reservatórios de interesse, com o mínimo
de comprometimento de suas propriedades permoporosas, i.e., sem danificar a futura formação
produtora, construindo um conduto cilíndrico que interligue a cabeça de poço submarina, que
posteriormente será interligado à plataforma produtora, à formação, possibilitando a execução
da sequência operacional prevista até a conclusão do poço.
Existem basicamente dois métodos de perfuração: o método percussivo e o método
rotativo. Na perfuração com o método percussivo, também designado por perfuração a cabo
(cable tool drilling), o avanço do poço é feito golpeando sucessivamente a rocha com uma broca
sustentada por um cabo de aço, causando a sua fragmentação por esmagamento. Para limpeza
do poço, após vários golpes retira-se a broca e os cascalhos (cuttings) gerados no interior do
poço são retirados através da descida de uma ferramenta denominada por caçamba. Porém, este
método é de um passado remoto, há praticamente 120 anos, desde a virada do século XX, a
indústria começou a utilizar o método de perfuração rotativa que vem sendo aprimorado cada
vez mais pela tecnologia. (CHIPALAVELA,2013)
Conforme mencionado acima, atualmente utiliza-se na indústria a perfuração dos poços
por rotação, que consiste na perfuração das rochas através de rotação e peso aplicados à broca
existente na extremidade inferior da coluna de perfuração. Os fragmentos da rocha (cascalhos)
são continuamente removidos através do fluido que é injetado, retomando posteriormente pelo
espaço anular. (PINTO, 2012)
Os fluidos de perfuração exercem papel fundamental nesta operação, tem o papel de
fornecer a estabilidade ao poço, impedir influxos indesejados de fluidos da formação, além de
carrear os cascalhos gerados pela broca até a superfície durante a perfuração. Também resfria
a broca e mantem formações reativas estáveis. São compostos por um fluido base água ou base
óleo, viscosos com sólidos em suspensão.
Em uma determinada profundidade, a coluna de perfuração é retirada e é descida uma
tubulação de aço (revestimento) que é cimentada para prover isolamento das rochas
atravessadas, dando suporte estrutural e proteção contra corrosão e com isso permitir o avanço
da perfuração com segurança. (PINTO, 2012).
Os tubos das colunas de revestimento têm o diâmetro definido em função do diâmetro
da broca que perfurou a fase onde esta coluna de revestimento será instalada. Em ambos os
casos, considerações sobre carregamentos (esforços e tensões), corrosão, desgaste, etc. são
feitas de forma a garantir a integridade destes elementos tubulares. Em geral, o grau do aço
refere-se à resistência mecânica e química do tubo. A espessura é especificada de acordo com
as simulações de esforços e tensões para os diversos cenários de carga aos quais o tubo será
19
submetido ao longo de sua vida (desde a construção até o abandono do poço). A especificação
das conexões está mais associada aos carregamentos axiais e exigências de estanqueidade da
coluna de produção/injeção ou revestimento. Os tubos são especificados de acordo com:
• Tamanho do Tubo: Esta seleção dependerá do diâmetro, está baseada na vazão prevista
do poço ou da bomba. Em ambos os casos, considerações sobre carregamentos (esforços
e tensões), corrosão, desgaste, etc. são feitas de forma a garantir a integridade destes
elementos tubulares.
• Grau do Tubo: API tem designado que o grau se refere a propriedades mecânicas e
químicas do tubo.
• Peso do Tubo: É uma função da espessura da parede de tubo.
• Conexões Rosqueadas: está associada ao tipo de vedação, se é API que utiliza a vedação
com graxa, ou Premium, vedação metal-metal. Considerando os carregamentos axiais e
exigências de estanqueidade da coluna de produção/injeção ou revestimento.
20
Fonte: Tenaris, 2013
Os revestimentos possuem diversas funções e geralmente são classificados da seguinte
forma (THOMAS, 2001):
• Revestimento Condutor: é o primeiro revestimento do poço, assentado a uma pequena
profundidade (10 a 50 m) e é considerado estrutural, com o objetivo de isolar o poço
das zonas superficiais pouco consolidadas. Projetado para conter o desmoronamento
de formações superficiais e suportar o peso dos equipamentos. Alguns métodos de
assentamento desse revestimento são cravação e jateamento. Costuma ser cimentado
em toda sua extensão.
• Revestimento de Superfície: seu cumprimento varia na faixa de 100 a 600 m. Também
é considerado um revestimento estrutural e possui o objetivo de isolar formações rasas
portadoras de fluidos, aumentando a resistência das paredes do poço, proteger
Figura 2 - Exemplo do esquema dos revestimentos de um poço de petróleo em campo
offshore
21
reservatórios de água e servir como base de apoio para os equipamentos de segurança
de cabeça de poço e para os demais revestimentos. Costuma ser cimentado em toda sua
extensão.
• Revestimento Intermediário: visa isolar e proteger zonas de perda de circulação, zonas
de alta ou baixa pressão, formações desmoronáveis, formações portadoras de fluidos
corrosivos ou contaminantes de lama. É cimentado somente na parte inferior.
• Revestimento de Produção: tem a finalidade de abrigar a coluna de produção,
possibilitando que seja iniciada a produção de forma segura.
• Liner: é uma coluna curta de revestimento, ficando ancorada um pouco acima da
extremidade inferior do último revestimento. O liner visa cobrir a parte inferior do poço.
Em determinados casos o liner substitui um revestimento intermediário (liner de
perfuração) ou um revestimento de produção (liner de produção). (MARTINS, 2014).
A Figura 3 apresenta um exemplo de um poço típico com cinco fases, com
diâmetros sendo de 36”, 26”, 17 ½”, 12 ¼” e 8 ½” e revestimentos de 30”, 20”, 13 3/8”,
9 5/8” e 7”, respectivamente.
Fonte: Rocha e Azevedo, 2009
Figura 3 - Fases do poço e seus revestimentos
22
As características essenciais das colunas de revestimento são estanqueidade, resistência
compatível com o projetado, e dimensionamento compatível com os demais equipamentos,
resistência à corrosão e fácil conexão.
Os tubos de revestimento podem ser classificados como Tubos API, seguindo as normas
do American Petroleum Institute, ou tubos premium (proprietários, com patentes exclusivas),
que seguem as especificações das próprias fabricantes.
Os revestimentos devem ser assertivamente dimensionados, pois estes constituirão o
acesso da superfície até o reservatório, sendo fixos e definitivos em toda vida do poço.
O início da perfuração do poço é caracterizado pela perfuração sem retorno do fluido de
perfuração para a superfície, normalmente é a própria água do mar, logo após com a descida
dos revestimentos estruturais. Ou seja, nesses casos ainda não houve a descida e instalação do
blowout preventer (BOP) através do riser de perfuração, que permite que a lama (fluido de
perfuração) retorne para a superfície. Esse conjunto riser e BOP é que estabelece a ligação entre
o poço e a unidade de perfuração, sendo instalado somente após o assentamento do revestimento
de superfície (ROCHA E AZEVEDO, 2009).
O BOP é um conjunto de válvulas instaladas na cabeça do poço que podem ser fechadas
em caso de um influxo dos fluidos provenientes da formação para dentro do poço, denominado
kick. Geralmente essas válvulas são operadas hidraulicamente por meio remoto e uma vez
fechadas, permite que a equipe de sonda tenha condições de recuperar o controle do poço.
(MARTINS, 2014)
Após a descida da coluna de revestimento, uma nova etapa é necessária para que seja
garantido o isolamento das formações a serem protegidas. Inicia-se a cimentação, que visa
preencher o espaço anular da coluna de revestimento. Bombeia-se uma pasta de cimento pela
coluna sendo deslocada até a altura desejada. Posteriormente após o endurecimento pode-se
voltar a perfurar utilizando o novo fluido dimensionado. E prosseguindo assim até atingir a
profundidade de interesse.
A completação de um poço envolve diversas operações, podendo destacar cinco etapas
(THOMAS, 2001), conforme ilustrado na Figura 4.
Figura 4 - Etapas de Completação de Poços
Fonte: Martins, 2014
23
Após a instalação do equipamento de segurança BOP, continua-se a perfuração por mais
algumas fazes a depender de cada projeto, até encontrar a profundidade de interesse. Após
inicia-se o condicionamento do poço que é marcada pela troca de fluido de perfuração (lama)
pelo fluido de completação, que é basicamente, uma solução salina, isenta de sólidos,
compatível com a formação e com os fluidos nela contidos, de forma a não causar danos à
formação e de fornecer pressão hidrostática no interior do poço um pouco superior à pressão
estática das formações.
Condiciona-se o revestimento de produção, quando são descidos broca e raspador. A
broca é utilizada para cortar os tampões de cimento ou mecânicos deixados no interior do poço
abandonado pela perfuração. Conclui-se essa fase com a substituição do fluido que se encontra
no interior do poço pelo fluido de completação.
A cimentação destina-se a promover vedação hidráulica entre os diversos intervalos
permeáveis, ou até mesmo dentro de um único intervalo permeável, impedindo a
intercomunicação de fluidos por detrás do revestimento, bem como propiciar suporte mecânico
ao revestimento. Para se inferir a existência ou não de intercomunicações entre os intervalos de
interesse, avalia-se a qualidade da cimentação, que é função de uma série de fatores tais como
geometria do poço, qualidade do cimento, parâmetros de injeção e centralização do
revestimento centralização. (CAMPOS..., 2018)
A fim de se avaliar a qualidade da cimentação executada, o que como dissemos passa a
ser um “atestado” da integridade do poço, deve-se investigar as duas interfaces entre a capa de
cimento e a formação e a coluna de tubos de revestimento.
Os perfis acústicos (CBL e VDL) investigam a vedação indiretamente através da
degradação do sinal acústico através destas interfaces. Os perfis que compõem usualmente o
trem de ferramentas da avaliação de cimentação são o CCL, GR, CBL e VDL. O CCL (casing
colar locator) é responsável por indicar onde estão as conexões da tubulação, onde uma
tubulação é enroscada na outra. O GR (Gamma ray) é responsável por indicar profundidade,
onde é possível fazer comparação com registros geológicos e definir as áreas de canhoneio.
O CBL mede as ondas primárias, ondas que indicam a adesão entre o tubo, revestimento,
e o cimento. O Perfil de Aderência do Cimento (Cement Bond Logging) é o registro contínuo
da amplitude, em mV, do primeiro sinal que chega ao receptor distante 3 pés do transmissor,
sendo geralmente este sinal aquele que viaja pelo revestimento.
Já o VDL mede as ondas secundárias e analisa a adesão do cimento na formação.
Densidade Variável (Variable Density Logging) é um registro contínuo de trem de ondas, na
forma de traços de luminosidade variável, que chega ao receptor distante 5 pés do transmissor.
24
O perfil avalia a qualidade da cimentação investigando a aderência do cimento ao revestimento,
mas principalmente, do cimento à formação.
Fonte: Apostila Técnico Lisboa, 2014
Os Perfis GR e CCL são perfis de referência: GR identifica estratigrafia e CCL identifica
juntas de revestimento. Com o auxílio destes perfis pode-se identificar as referências de
profundidade dos perfis da geologia e do canhoneio, cujas referências de profundidade são
diferentes dos perfis de avaliação de cimentação (devido à diferença na rigidez axial dos cabos,
colunas, arames, etc). Esta correlação de profundidade de perfis usando GR e CCL é importante
depois da avaliação da cimentação para localizar corretamente a zona a ser canhoneada (GR) e
evitar canhonear a frente de juntas de revestimento (CCL), perdendo eficiência de canhoneio.
Uma vez avaliada a qualidade da cimentação e confirmada a existência de um bom
isolamento hidráulico entre os intervalos de interesse, a etapa seguinte é a do canhoneio.
É uma operação que tem por finalidade colocar a formação produtora em contato com o interior
do poço revestido. O canhoneio é realizado a partir de perfurações do tubo de revestimento e
bainha de cimento, penetrando na rocha da formação produtora, através de potentes cargas
explosivas. Estas perfurações (canhoneios) penetram na formação algumas polegadas, criando
canais de fluxo por onde se processa a drenagem dos fluidos contidos no reservatório.
As cargas explosivas são dispostas e alojadas de forma conveniente em canhões. Uma
vez estando o canhão posicionado em frente ao intervalo desejado é acionado um mecanismo
Figura 5 - Diagrama de blocos qualidade da cimentação
25
de disparo que detona as cargas explosivas. Estas cargas são devidamente moldadas de forma
a produzirem jatos de alta energia, promovem a perfuração no revestimento, cimento e
formação. Os canhões convencionais e TCP (Tubing Conveyed Perfuration) têm diâmetro
maior que os que descem pelo interior da coluna de produção, permitindo o uso de cargas
maiores, e consequentemente maior poder de penetração.
O canhoneio pode deixar parte dos furos obstruídos e causar dano na formação,
resultante da ação compressiva dos jatos, comprometendo o índice de produtividade do poço.
Quando se utiliza canhoneio pelo interior da coluna ou do tipo TCP este dano pode ser
minimizado, realizando a operação com pressão hidrostática no interior do poço inferior a
pressão estática da formação. Desta forma se obtém um fluxo imediato pelos orifícios
perfurados, desobstruindo-os. (CAMPOS..., 2018).
Na etapa posterior, o poço recebe equipamentos de subsuperfície (coluna de produção
ou COP) e de superfície (árvore de natal ou AMN).
A coluna de produção é constituída basicamente por tubulação metálica removível
(tubulação de produção), onde ficam conectados uma série de outros componentes, sendo
descida pelo interior do revestimento de produção com as seguintes finalidades básicas:
conduzir, de forma otimizada e segura, os fluidos produzidos até a superfície, proteger o
revestimento contra fluidos agressivos (CO2, H2S, etc.) e pressões elevadas e possibilitar a
circulação de fluidos para o amortecimento do poço em intervenções futuras.
A composição de uma coluna de produção é função de uma série de fatores, tais como:
localização do poço (terra ou mar), regime de produção de fluidos (surgente ou elevação
artificial), tipo de fluido a ser produzido, necessidade de contenção da produção de areia
associada aos hidrocarbonetos, vazão de produção, número de zonas produzindo, etc.
Os equipamentos mais encontrados nas colunas de produção são Packer (obturador),
válvula de segurança de subsuperfície (DHSV, do inglês downhole safety valve) e suspensor de
coluna de produção (TH, do inglês tubing hanger). Uma composição ótima de coluna, levando-
se em conta os aspectos de segurança, técnico/operacional e econômico, é obtida questionando-
se sempre a validade da utilização de um equipamento em uma determinada posição.
(CAMPOS..., 2018).
É através da coluna de produção que os fluidos produzidos são conduzidos até a
superfície. Por fim, coloca-se o poço em produção através da redução hidrostática do fluido de
completação a uma pressão menor do que a da formação. Finalizada a completação, após a
descida e ancoragem da coluna de produção, o preventor de erupções (BOP) é retirado e se
procede a instalação da Árvore de Natal. (MARTINS, 2014).
26
Árvore de Natal é um sistema composto de um conjunto de válvula que permite o
controle do fluxo de fluido do poço, com segurança, durante a sua vida produtiva. No caso de
completação seca é instalada sobre a cabeça de produção, realizando a barreira no topo da
coluna de produção através do controle do fluxo de fluidos na superfície. Denominada Árvore
de Natal Seca ou Convencional, e em completações molhadas, sobre o alojador de alta pressão,
recebendo o nome de Árvore de Natal Molhada. Estando capacitado assim o poço à sua
produção de forma segura.
2.1 IMPORTÂNCIA ESTRUTURAL E INTEGRIDADE DE POÇO DOS TUBOS DE
REVESTIMENTO E DE COLUNA DE PRODUÇÃO/INJEÇÃO.
A integridade de poço define-se como a capacidade que o poço possui em manter
controlado o fluxo de petróleo, evitando vazamento entre as formações ou do reservatório para
a superfície. A manutenção da integridade é crucial no que diz respeito à segurança do poço, da
vida humana, do meio ambiente e da imagem da empresa.
A barreira de segurança é um item fundamental para manter a integridade do poço, pois
é ela que impedirá o vazamento dos fluidos para o meio ambiente. São elementos de vedação
formando um envelope entorno da estrutura poço/reservatório. Portanto, o objetivo do conjunto
de elementos de barreira de segurança é evitar o fluxo descontrolado de fluido (blowout) entre
as formações e o meio externo.
Os envelopes de barreiras de segurança, fundamento da integridade de poço, devem
sempre atender aos seguintes requisitos:
• Possam resistir ao diferencial de pressão a que serão submetidas;
• Possa ser testada quanto a possibilidade de vazamento, para que não haja nenhuma
fuga de fluido para o meio ambiente;
• Possibilite seu restabelecimento em caso de perda;
• Possa resistir as condições do ambiente a que serão expostas (temperatura, fluidos
do poço);
• Possam ter sua localização física e estado de integridade monitorados a todo tempo;
• Todos os equipamentos utilizados para monitorar os parâmetros das barreiras de
poço devem ser avaliados e calibrados de forma frequente;
• Não haja nenhum sinal de falha de barreira de poço ou de algum de seus elementos
que conduza a um fluxo descontrolado do poço para o ambiente externo.
(AZEVEDO, 2016)
27
Com base em garantir a segurança nas operações de poços, a ANP (Agência Nacional
do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis) exige, através da Resolução ANP n° 46/2016 que
institui o Regime de Segurança Operacional para Integridade de Poços de Petróleo e Gás
Natural, o cumprimento do Regulamento Técnico do Sistema de Gerenciamento da Integridade
de Poços (SGIP), que define os requisitos essenciais e os mínimos padrões de segurança
operacional e de preservação do meio ambiente a serem atendidos pelas empresas detentoras
do direito de exploração e produção com contrato com a ANP, em poços de petróleo e gás
natural no Brasil.
Para o estabelecimento de um sistema de gestão para integridade de poços, o
regulamento técnico discorre sobre as 17 Práticas de Gestão que devem ser seguidas pelos
agentes regulados durante todo o ciclo de vida de poços marítimos e terrestres.
Deve-se respeitar “o princípio dos 2 CSB” (conjunto solidários de barreiras), que nada
mais é que ter sempre em todas as etapas da vida do poço 2 envelopes de elementos
independentes de barreiras de segurança.
Envelope aqui significa mesmo “envelopar” o poço de forma a se ter sempre 2 envelopes
de barreiras desde o reservatório produtor até o meio externo. Em poços submarinos, por
exemplo, usualmente, o CSB primário é constituído pela rocha capeadora, revestimento de
produção cimentado até o packer de produção, packer de produção e a coluna de produção
acima do packer até a DHSV, incluindo-a. O CSB secundário é formado pela rocha capeadora,
revestimento de produção cimentado até o SCPS (sistema de cabeça de poço submarino) e
conjunto da ANM. O ciclo de vida de poço abrange as etapas de projeto, construção, produção,
intervenção e abandono de poços. (ANP, 2018)
Sobre os CSB, vale ressaltar a importância da integridade estrutural das colunas de
tubulares (revestimentos e coluna), ou seja, sua resistência aos carregamentos (esforços e
corrosividade de fluidos) e integridade hidráulica (evitar vazamento pelas conexões).
Neste sentido se faz essencial conhecimento dos tubos revestimento, suas propriedades
e suas limitações. Para utilizar-se dessas ferramentas de maneira a dimensiona-los de forma
segura e eficaz, em toda vida produtiva do poço.
Em poços terrestres (onshore) o peso dos revestimentos é da ordem de 50% dos custos
do programa de perfuração. Daí a necessidade de um estudo aprofundado para a definição dos
revestimentos adequados para compor um poço, levando-se em conta parâmetros como
diâmetro, espessura, grau do aço, tipo de aço, entre outros. (GUIMARÃES,2016)
28
O tubo de revestimento é especificado de acordo com as seguintes características:
comprimento da seção, diâmetro nominal, peso, grau do aço, conexões e range, as quais serão
comentadas posteriormente.
2.2. COMPRIMENTO DA SEÇÃO
O comprimento da seção diz respeito ao comprimento total dos tubos idênticos que
compõem a seção, considerados já enroscados, assim a soma dos comprimentos dos tubos será
maior que esse valor tendo em vista a superposição do trecho das roscas. Opcionalmente pode
ser informado o número de tubos, que devem ser previamente descritos desde a fase de projeto.
2.3. DIÂMETRO NOMINAL
Diâmetro nominal é o diâmetro externo (OD) do corpo do tubo, ou seja, não se leva em
consideração o diâmetro dos tools joints (que é uma junta roscada de um tubo de perfuração
que oferece alta resistência às conexões roscadas) para essa especificação. Os mais utilizados
estão entre 3 5/8” e 6 5/8”. (MATHIAS, 2016).
Para atender às especificações do API e ISO, o diâmetro externo (OD) do revestimento
deve ser realizado dentro de uma tolerância entre 1,0% maior e 0,5% menor do que a dimensão
nominal. A espessura da parede admissível mínima de tubos permitida pelas especificações é
de 87,5% da espessura nominal da parede. “Revestimentos, no entanto, tem normalmente uma
espessura média de parede perto do valor da espessura da parede, resultando num ID perto do
ID nominal” (MITCHELL; MISKA, 2011).
O controle do diâmetro interno (ID) mínimo é realizado através de um diâmetro de drift
– diâmetro mínimo do mandril que deve passar livremente através do tubo. O OD dos mandris
de drift é determinado através da subtração de uma tolerância que é calculada através do ID.
(FERREIRA, 2015)
O drift do tubo é de fundamental importância para os tubos, pois significa diâmetro
mínimo para passagem de equipamentos no futuro ou com futuras intervenções (workovers).
Se são previstas, por exemplo, operações futuras com arame dentro da coluna para manutenções
de poço, requerido um drift de 4,5 polegadas (por exemplo), a coluna deve ser especificada de
forma a garantir este diâmetro mínimo de passagem. Garantir o drift do tubo é de suma
importância, de forma que se realiza um teste antes de se embarcar este tubo, para averiguar se
seu drift corresponde com a especificação do fabricante. Todos os tubos são verificados
passando-se o gabarito (rabbit) que é um cilindro de material polimérico por dentro do tubo
29
com diâmetro para garantir que de fato o tubo possui o drift especificado. Qualquer problema
de drift o tubo é descartado na rampa (antes de subir para plataforma).
A tabela 1 apresenta na primeira coluna a redução a ser realizada no diâmetro do
revestimento, o qual é apresentado na segunda coluna, para determinar o OD do mandril de
drift. A terceira coluna apresenta o peso nominal do revestimento (Diâmetro de drift).
Tabela 1- Diâmetro do revestimento
Fonte: Ferreira,2015
2.4. PESO NOMINAL
O peso nominal é o valor médio do peso do tubo junto com os tools joints. Porém, a
forma convencional de especificação do revestimento é pelo seu tamanho e peso por unidade
de comprimento. Ao se discutir os pesos do revestimento, deve-se diferenciar o peso nominal,
peso plain-end, e peso médio.
O peso nominal não é um verdadeiro peso por unidade de comprimento, mas é
identificado como um peso médio aproximado. O peso plain-end é o peso do corpo do tubo,
excluindo o peso da rosca e conexão. O peso médio é o peso total médio de um conjunto de
tubo com rosca e com luva em uma extremidade, dividido pelo comprimento total médio do
conjunto.
Na prática, o peso médio é calculado para se obter a melhor estimativa do peso total de
30
uma coluna de revestimento. Porém, a variação entre o peso nominal e o peso médio geralmente
é pequena, e a maioria dos cálculos são realizados utilizando o peso nominal.
American Petroleum Institute (API) e International Standards Organization (ISO)
adotaram uma designação de grau do aço do revestimento para definir as características de
resistência do tubo. O código do grau é constituído por uma letra seguida de um número. O
número representa o limite de escoamento mínimo do aço em milhares de psi. O limite de
escoamento é definido como a tensão necessária para produzir um especifico alongamento total
por unidade de comprimento em um teste padrão. Esta deformação é um pouco além do limite
elástico. (MITCHELL; MISKA, 2011)
Constata-se que grau do aço seria a nomenclatura que exprime a máxima tensão de
escoamento que um determinado tipo de aço suporta. Tensão de escoamento é a tensão máxima
que o material suporta em regime elástico, tensões atuantes superiores a esta causam
deformações permanentes ao material, ou seja, caracteriza regime plástico. (MATHIAS, 2016)
Especifica-se também para cada grau de revestimento o limite de escoamento máximo,
a resistência a tração mínimo e o alongamento por unidade de comprimento na falha, como irá
ser demonstrado na tabela 2.
Fonte: Ferreira, 2015
Tabela 2 - Grau API dos Aços
31
Pode-se ocorrer que diversos graus possuem o mesmo código, porém são classificados
em diferentes tipos. Quando isso ocorre, outras propriedades também são levadas em
consideração para esta reclassificação, como requisitos químicos e outras propriedades para
assegurar o cumprimento do requisito revestimento. (FERREIRA, 2015)
Fonte:Ferreira,2015
2.5. CONEXÕES
As conexões são o elemento de ligação entre os tubos. Promovem a união através de
enroscamento, entre juntas subsequentes que serão descidas no poço. Deve-se ser projetada
para:
• Resistir à tração e compressão devido aos esforços de próprio peso e temperatura;
• Resistir ao vazamento dos fluidos contidos no poço;
• Resistir ao dobramento em poços direcionais;
• Possibilitar a passagem pelo interior dos revestimentos anteriores e do poço aberto.
Em relação as roscas temos API e as Conexão Premium, que são utilizadas onde há um
maior requisito de vedação/resistência, devido por exemplo a ambientes mais agressivos. A API
são conexões fabricadas segundo especificações da norma API 5B.
Tabela 3 - Requerimentos químicos para seleção de revestimentos de grau API
32
Tem-se como vantagem a facilidade de operação, construção e baixo custo, porém a
desvantagem principal é o tipo de vedação de suas conexões, que se dá pela ação da graxa entre
os filetes de rosca.
Enquanto as conexões Premium são fabricadas segundo especificações particulares dos
fabricantes como exemplo a Vam- Top da Vallourec e Supreme -Lx da Hydrill, proporcionam
resistência superiores aos valores API, com vedação metal- metal em suas conexões
favorecendo sua estanqueidade, elevada resistência ao dobramento e requer aplicação de torque
na conexão de acordo com especificação do fabricante. Quanto ao diâmetro externo, as
conexões premium podem ser:
• Regular – Diâmetro externo é próximo da conexão equivalente Buttress;
• Flush- Diâmetro externo é praticamente igual ao do corpo do tubo, indicado para
projetos com espaço anular do poço reduzido.
A flush é recomendável para poços chamados “Slim Hole”, reduzem as chances de
prisão durante a descida no poço e também diminuem a perda de carga durante a cimentação.
O API e ISO fornecem vários padrões para conexões de revestimento que são
amplamente utilizados em todo o mundo. Eles fornecem as especificações para os diversos tipos
de conexões de revestimento. Conforme já mencionado, a diferença entre as conexões API para
as premium é que a vedação que é promovida através da graxa, entre o macho e a fêmea para a
primeira, enquanto na conexão premium tem a vedação promovida através de contato metal-
metal, sendo mais eficiente que a graxa.
A normatização API 5B tem algumas conexões API ou padrão. Os tipos comuns de
rosca são EU, NU, IJ e BTC. A BTC era a melhor até descobrirem que para um determinado
diferencial de pressão, a rosca BTC apresentava problema de vazamento de gás. Por conta disso,
todas as conexões utilizadas em tubos utilizados na construção de poços submarinos são do tipo
premium com patente da companhia que produz aquela conexão.
• API: Vedação hidráulica, resistência à tração variável no caso da NU, descontinuidade
no ID, aperto final variável no caso da BTC.
• Premium: Eficiência sempre igual ao tubo em tração, ombro que garante um aperto
sempre na mesma posição, vedação ao gás no selo metal-metal, ID contínuo. A seleção
adequada das conexões é de extrema importância pois as mesmas são responsáveis pela
vedação da coluna.
33
• Short round-thread couplings (STCs) e Long rounds threads and couplings (LCs):
Possuem o mesmo projeto básico de roscas, onde os fios possuem uma forma
arredondada. Essas conexões possuem facilidade de fabricação e baixo custo;
• Buttress threads and couplings (BCs): Possui uma rosca com formato mais retangular,
proporcionando maior resistência a tração e reduzindo a tendência de descompactação.
São um pouco mais caras que as roscas anteriores;
• Extreme line threads and couplings (XLs): Possui uma junta integral, ou seja, a caixa
é usinada na parede do tubo. O mecanismo de vedação utilizado nesse tipo de rosca é
metal-metal. Esse tipo de rosca possui valor mais elevado do que as demais
roscas.(FERREIRA, 2015).
Figura 6 - Exemplo da diferença das conexões API x Premium
Fonte: Apostila de completação I UVA,2014
Com isto atesta-se que as conexões não API, ou premium (ou ainda "proprietárias", pois
possuem patentes, não podendo ser replicadas como as conexões API) possuem vedação metal-
metal. Enquanto nas conexões API, a vedação é provida pela graxa colocada no momento da
conexão.
34
2.6. RANGE
As normas API e ISO reconhecem três categorias de comprimento para revestimento,
que são chamados de range. Os tubos de range 1 (R1) possuem comprimentos entre 16 e 25
pés, os tubos de range 2 (R2) entre 25 e 34 pés e os tubos de range 3 (R3) para comprimentos
maiores que 34 pés. Além disso, 95% dos revestimentos devem ter uma variação de
comprimento máximo não superior a 6 pés para R1, 5 pés para R2 e 6 pés para R3. Os
revestimentos mais utilizados são comprimentos R3, por serem maiores, reduzindo o número
de conexões na coluna. Os tubos R1 são utilizados para demarcação de zonas.
Fonte: Mathias, 2016
Conforme a norma API RP 5C1, o desgaste de um tubo de perfuração é percebido pela
diminuição da espessura da parede, portanto periodicamente os tubos são inspecionados e
classificados de acordo com sua faixa de desgaste. A resistência do tubo perante os esforços,
obviamente são diminuídos com o desgaste, evidenciando a importância da classificação por
desgaste. (MATHIAS, 2016)
Tabela 4 - Comprimento dos ranges
35
3.0 PRINCÍPIO DE FABRICAÇÃO DE TUBOS DE REVESTIMENTO E DE
PRODUÇÃO/INJEÇÃO
Para a produção de tubos de aço industriais pode ser classificado em duas categorias, o
tubo de aço com costura e o tubo de aço sem costura. O que irá diferenciá-los, basicamente, é
a fabricação e, claro, na hora de definir o melhor material a ser utilizado em seu projeto de
acordo com a normas de segurança.
Para aplicabilidade no setor petrolífero utiliza-se a produção de tubos sem costura, por
diminuírem os pontos suscetíveis a falha pela solda, devido ao ambiente hostil ao qual são
utilizados.
Tubos sem costura são tubos isentos de cordão de solda na direção longitudinal; são
empregados na construção de dutos para transporte de combustíveis líquidos e gasosos, em
usinas nucleares, tubos para sistemas de aquecimento ou arrefecimento, entre outros.
Pelo que se refere ao processo de produção, verifica-se a seguir que existem basicamente
dois: o processo de produção por tubo penetrante rotativo e o processo de extrusão; quaisquer
outros além desses são resultantes de algumas modificações, especialmente em relação ao
processo Mannesmann. (ARMENDRO et al., 2011).
3.1. PROCESSOS DE FABRICAÇÃO
3.1.1 Produção por Tubo Penetrante Rotativo (Processo Mannesmann)
É o principal processo de fabricação de tubos sem costura. A formação do tubo por esse
processo é dada a partir do penetrante rotativo (“Rotary tube piercing”), também conhecido
como processo Mannesmann. Constitui-se da fabricação de tubos sem costura longos e de
paredes espessas por meio da deformação a quente dos mesmos; dentre os materiais
constituintes desses tubos, menciona-se aços, alumínio, bronze, cobre e outros. Ao ser sujeito
a tensões cíclicas de compressão, uma barra arredondada começa a desenvolver, no centro da
sua seção transversal, uma cavidade que é exatamente o aspecto que é explorado na confecção
dos tubos. Deste modo, no processo, o tubo é submetido a tais tensões e aquecido a fim de
diminuir o limite de escoamento e facilitar a deformação; após, com o auxílio de rolos
posicionados de forma oblíqua, é rotacionado é empurrado contra um mandril graças à
componente axial presente no movimento dos rolos.
O mandril apresenta, em sua extremidade, formato adequado para explorar da melhor
maneira a cavidade formada na barra devido à aplicação da tensão e, a partir dela, retirar
material para formar o tubo. Vale ressaltar que o mandril pode permanecer fixo durante o
processo de retirada de material do tubo ou pode se movimentar conforme as necessidades
36
surgidas durante o processo. Um aspecto relevante acerca do processo é a velocidade com que
se fabrica tubos: a produção de até 150 mm de diâmetro e comprimento de 12 metros dura cerca
de 30 segundos. A produção de tubos de diâmetros maiores (até 350 mm), faz-se necessário
empregar duas operações de perfuração. (ARMENDRO et al., 2011)
Figura 7 - Apresentação esquemática das etapas do processo Mannesmann: a) Vista frontal do
processo b) Vista tridimensional detalhada dos elementos do processo.
a) b)
Fonte: Rodrigues, 2007 e KRP/KRONEVAL
Após a realização da retirada de material da parte central da barra arredondada, o tubo
sem costura ainda não pode ser considerado um produto finalizado; em geral, após a realização
de tal retirada, o tubo adquire formato inadequado para utilização em campo, ou seja, apresenta
diâmetros e espessuras diferentes dos especificados. Dessa maneira, os tubos são submetidos a
operações de laminação que empregam cilindros especialmente desenvolvidos para certificar
ao tubo antes gerado a forma desejada com o auxílio, ou não, de mandris.
Vale ressaltar também a importância que a matéria prima utilizada na produção de tubos
a partir desse processo apresente baixa quantidade de defeitos e seja de alta qualidade, já que
grandes deformações estão envolvidas em sua utilização para essa finalidade.
O processo de laminação atua na forma do material, no qual modifica-se a sua
geometria. Para isso, há necessidade da influência de agentes mecânicos externos; que são os
meios de se realizar tal processo. Na laminação, os agentes mecânicos são os cilindros de
trabalho em movimento de rotação, acionados pelo conjunto de motores e caixas de
37
transmissão, que geram energia suficiente para causar a deformação do material que está sendo
laminado. (GOMES, 2007). Em seguida, serão citados alguns tipos de processos de laminação:
A. Processos de laminação cruzada (Cross Rolling Processes):
Os processos de laminação cruzada são vertentes da ideia original do processo
Mannesmann. Surgiram por volta de 1930, ganhando como alcunha o nome dos seus
respectivos desenvolvedores. Assim, os processos englobados por essa categoria são o processo
de laminação Assel, desenvolvido por W. J. Assel, e o processo de laminação Diescher,
desenvolvido por S. E. Diescher. A grande semelhança entre eles e o desenvolvimento e
implantação deles no mesmo contexto promoveram o estabelecimento de disputa por mercado
comum. Pode-se dizer que o processo Assel apresentou maior sucesso, uma vez que foi
implantado em maior escala que o Diescher.
• Processo de laminação Assel
O processo de laminação Assel, apesar de antigo, ainda é largamente empregado. Dentre
os componentes fabricados através dele, refere-se principalmente os tubos de aço inoxidável
com diâmetro variando entre 60 e 250 mm e comprimento de até 12 m. O menor diâmetro
interno capaz de exprimir ao tubo fabricado por esse método é cerca de 40 mm. Estes tubos são
caracterizados por possuir excelente concentricidade, por essa razão, são utilizados na
fabricação de componentes forjados como, por exemplo, eixos e rolamentos.
Neste processo, o material semiacabado na forma de blocos de seção transversal circular
é inicialmente aquecido até temperatura adequada para o processo de conformação em forno
rotativo. Em seguida, é confeccionada uma cavidade para facilitar o processo de remoção da
parte central da barra. Após a confecção da cavidade, a barra é inserida no laminador Assel, em
que o processo propriamente dito será executado.
• Processo de Laminação Diescher
Perdendo espaço de mercado para processos mais modernos, o modelo Diescher conta com
grande similaridade com o processo Mannesmann. Nele, uma barra cilíndrica é submetida a um
processo prévio de furação da extremidade feito por um furador de rolo cruzado. Este pré furo
é alongado no equipamento, daí o nome moinho de Diescher, por meio de um mandril, e assim
gera-se o tubo com as suas grandezas finais.
Neste modelo há um par de rolos de trabalho e um par de discos, que são elementos
primordiais para o equipamento. Os rolos conferem a barra movimento rotacional e por meio
de atrito pelo movimento perfurante de rolo cruzado e a seção a ser perfurada da barra, executa-
se o pré furo. Enquanto ao par de discos, faz a barra desloca-se contra o furador, e conjunto ao
38
movimento concedendo trabalho pelos rolos. O pré furo torna-se furo perpetuando-se por toda
extensão da barra dando origem ao tubo. Conforme esquema da figura 8, a seguir.
Fonte: Catalogo de produtos tubulares JFE Steel, 2013
Processo de fabricação por Extrusão:
Neste processo, um tarugo maciço do material em alta temperatura é posto em uma
câmara, posteriormente é perfurado por uma haste e forçado por uma prensa ao passar por uma
Figura 8 - Exemplos de esquemas de laminador de tubo sem costura utilizados pela empresa
JFE Steel
39
matriz que confere o formato da tubulação, diminuindo assim suas secções transversais. Em
seguida passa por laminadores para conferir suas dimensões de acabamento.
Faz-se necessário o emprego de materiais adequados para o uso dessa técnica, devido a
sofrer grandes deformações è a alta temperatura, para que se possa gozar de um serviço eficiente
mitigando perdas por material.
3.2. TRATAMENTOS TÉRMICOS
Com a descoberta de poços de petróleo em regiões cada vez mais profundas e de difícil
acesso, como o pré-sal, por exemplo, demanda-se um investimento no desenvolvimento de alta
resistência, tenacidade e soldabilidade, e novas ligas são desenvolvidas.
Devido tais inovações constantes em materiais e processos de fabricação, as indústrias
necessitam de constantes inovações nesses processos controlados aonde, as características de
metais e não ferrosos são melhoradas.
Obtendo-se o ciclo de tratamento térmico adequado, é possível reduzir as tensões
internas e o tamanho dos grãos, aumentar a força ou produzir dureza superficial com ductilidade
interna. (GHINDUCTION, 2018)
Tratamento térmico pode ser definido como o aquecimento ou resfriamento controlado
dos metais feito com a finalidade de alterar suas propriedades físicas e mecânicas, sem alterar
a forma do produto final. Aquecimento por indução é amplamente utilizado para variados
processos, aplicados em diferentes setores do mercado. Os tratamentos que modificam as
propriedades da peça. Esses tratamentos térmicos nos quais a peça é aquecida juntamente com
produtos químicos e posteriormente resfriado. Têmpera, revenimento, recozimento,
cementação e nitretação são apenas alguns exemplos.
• Têmpera:
É um processo de tratamento térmico de aços para aumentar a dureza e a resistência dos
mesmos. Dureza é uma medida que estima o quanto um material sólido resiste a deformações
permanentes quando uma força é aplicada nele. A têmpera tem duas etapas: aquecimento e
esfriamento brusco. A zona crítica de aquecimento do aço é 723º C e durante o processo de
têmpera o tubo chega à temperatura de 900º C. Este aquecimento tem como objetivo obter a
organização dos cristais do metal, numa fase chamada austenitização. O esfriamento rápido visa
obter a estrutura martensítica. Sendo o aquecimento superior à temperatura crítica, com objetivo
é conduzir o aço a uma fase, na qual se obtém o melhor arranjo possível dos cristais do aço,
para obter a futura dureza. Posterior a esta etapa o aço pode ser submetido a outras fases,
dependendo das necessidades.
40
Cada aço tem sua composição, a temperatura da têmpera varia de aço para aço, ou seja,
o que depende da composição do aço da peça e dos seus objetivos. Portanto, a têmpera de uma
dada peça leva em consideração muitos fatores.
O próprio tempo de exposição da peça na temperatura de austenização é considerado
quando se faz a sua têmpera. Cada aço tem uma temperatura de austenização, e que é aquela
que proporciona o máximo de dureza. Essa temperatura é obtida dentro de fornos, os quais
podem ser por chama ou por indução elétrica. Dependendo das exigências do cliente, a
austenização, e consequentemente a têmpera, vai ocorrer apenas na superfície da peça ou em
toda ela.
Para a segunda etapa da têmpera é o resfriamento, o qual deve ser brusco, em óleo ou
água. A rapidez do resfriamento é importante para impedir que o aço mude para fase diferente
daquela que se obteve na temperatura de austenização (obter estrutura martensítica). Quase
sempre, após a têmpera, a peça é submetida ao revenimento.
• Revenimento:
É aplicado nos aços para corrigir a tenacidade e a dureza excessiva, conseguindo o
aumento da tenacidade dos aços. Tenacidade é uma medida de quantidade de energia que um
material pode absorver antes de fraturar.
Revenimento é o reaquecimento das peças temperadas, a temperaturas abaixo da linha
inferior de transformação do aço. Dependendo da temperatura resulta em pequena ou grande
transformação da estrutura martensítica.
Na faixa de 140°C e 200°C não há alterações expressivas num aço, a dureza cai para 58
a 60 RC dependendo da composição do aço. O revenimento, nesta faixa de temperatura mudou
pouco o aço.
Na faixa de 210°C e 260°C as tensões são alteradas, e começa a baixar a dureza, e não
teve nenhuma modificação na estrutura considerável. O revenimento inicia a alteração da
estrutura.
Na faixa de 270°C e 360°C começa a precipitação de carbonetos finos. O revenimento
já faz mudanças maiores na estrutura.
Na faixa de 370°C e 730°C a transformação na estrutura é maior. Conforme a
temperatura de revenimento é maior, a Cementita precipitada fica mais grossa e se tornam
visíveis numa matriz férrica. A 730°C o revenimento pode levar a uma queda da dureza
significativa.
41
Aços altamente ligados apresentam um comportamento diferente no revenimento, pois na faixa
de 500°C e 600°C apresentam precipitação de carboneto de liga (endurecimento secundário).
O processo de revenimento é feito para atender as especificações de dureza para cada projeto.
• Recozimento:
O recozimento é um processo que se dá pelo aquecimento das peças; o tempo em
temperatura é calculado em função do tamanho da peça ou do lote e o resfriamento em
velocidades e condições adversas.
Nos processos térmicos, o recozimento reduzir a dureza para ter uma maior
usinabilidade das peças que irão ser construídas, existem alguns processos que necessitam de
atmosfera controlada ou proteção, elas são mantidas em temperaturas relativamente baixas
entre 550°C e 900°C. A temperatura é estipulada pelo tipo do aço que pode ser consultado em
uma tabela do fabricante. O resfriamento é feito de maneira lenta, dentro do forno que foi
aquecido ou na temperatura ambiente ou em caixas.
• Cementação:
A cementação é um tratamento térmico em que se promove enriquecimento com
carbono da superfície de um aço de baixo carbono. O objetivo é que a dureza após a têmpera e
revenimento, está camada apresente uma dureza mais elevada do que a do núcleo. O tratamento
térmico de cementação pode ser feito em cementação a gás, cementação líquida e outros.
• Nitretação:
É um processo semelhante à cementação, que se faz aquecendo o aço a uma temperatura
de 500ºC a 525ºC na presença de um gás denominado Nitrogênio. Após algum tempo, obtém-
se uma fina camada, extremamente dura, não havendo necessidade de se temperar a peça.
• Normalização:
É o processo de tratamento térmico que tem como objetivo diminuir a granulação do
aço, é um tratamento que refina a estrutura do aço, dando propriedades melhores que as
conseguidas no processo de recozimento. Esse processo pode ser feito no final ou pode ser um
processo intermediário.
O processo de Normalização é feito em duas partes; o tempo de aquecimento depende
da espessura da peça em atmosfera controlada e resfriamento ao ar. É feito o aquecimento
(austenização) a mais ou menos 900°C e o resfriamento é até 600°C. Na alteração de
temperatura, a estrutura passa de austenita para perlita e ferrita. O processo de Normalização
facilita a usinagem da peça.
42
Os tratamentos podem também ser classificados em tratamentos que alteram a estrutura
e as propriedades da peça toda ou em tratamentos superficiais que condicionam propriedades
somente na superfície. A figura 9 resume alguns possíveis tratamentos térmicos e
termoquímicos aplicados aos aços de construção mecânica.
Fonte: Fermac, 2012
3.3. METALURGIA
É o ramo da engenharia que estuda e gerência a produção de metais e suas ligas, até a
transformação em produtos adequados para uso. Tal ciência define-se como um conjunto de
técnicas e processos para extração, fabricação e tratamento. Para cada projeto designa-se a
escolha de seu material a partir de premissas pré-estabelecidas. No caso do trabalho proposto
um dos fatores fundamentais para determinar a metalurgia utilizada no ramo da indústria do
petróleo será o fluido produzido ou injetado, condições operacionais onshore ou offshore, ou
seja, em terra ou em mar. E o tempo de utilização, lembrando que a produção de um campo
leva em média 20 anos ou mais, portanto tais escolhas devem ser bem planejadas para serem
capazes de atender tais premissas.
Para aprofundar este estudo, a seguir faz-se necessário explicar sobre o aço, que é “uma
liga ferrosa passível de deformação plástica que, em geral, apresenta teor de carbono igual ou
Figura 9 - Ilustração tratamentos térmicos e termoquímicos aplicados aos aços
43
inferior a 2,0% na sua forma combinada e, ou, dissolvida e que pode conter elementos de liga
adicionados, ou residuais”. (NBR 6215, 2011)
O aço é uma liga de metal que consiste principalmente de ferro, para além de pequenas
quantidades de carbono, dependendo do grau e qualidade do aço. Ou seja, essa “liga” é uma
mistura de ferro com outros compostos, que proporcionam outras propriedades ao aço. Elas
podem receber outros materiais além do ferro e do carbono, e esta mistura intencional é
realizada para produzir uma propriedade física desejada ou alguma característica específica. Os
elementos comuns que são adicionados para tornar ligas de aço são molibdênio, níquel,
manganês, silício, boro, cromo, e o vanádio.
Pode-se classificar quanto ao grau, tipo e classe. O grau normalmente identifica a faixa
de composição química do aço. O tipo identifica o processo de desoxidação utilizado, e a classe
é utilizada para descrever outros atributos, como nível de resistência e acabamento superficial.
A designação de grau, tipo e classe utiliza letra, número, símbolo ou nome. Existem
várias associações técnicas especializadas em designação dos aços, como a SAE (Society of
Automotive Engineers), a AISI (American Iron and Steel Institute), a ASTM (American Society
of Testing and Materials) e a ABNT (Associação Brasileira de Normas Técnicas). A
normalização unificada vem sendo utilizada com frequência cada vez maior é designada pela
sigla UNS (Unified Numbering System). Uma das designações mais utilizadas é o sistema AISI,
que classifica o aço pela composição química, visto que é determinante para as suas
características mecânicas.
O sistema de classificação mais adotado na prática é o SAE-AISI. Nele, o aço carbono
utiliza o grupo 1xxx. Os aços que possuem requisitos de temperabilidade adicionais recebem
um H após a sua classificação. Os últimos dois dígitos, representados pelo XX, representam o
conteúdo de carbono do aço. E é classificado da seguinte forma conforme figura 10 e um
exemplo da aplicabilidade em um catálogo ou tabela, conforme tabela 5:
44
Fonte: Modificado de Vedramim et. al.,2004
Figura 10 - Esquema de exemplo para leitura de nomenclatura de aços
45
Tabela 5 - Utilização da normativa versus a melhor designação de cada tipo de aço
Número
SAE – AISI Classificação
1XXX
Aço Carbono
Aço Baixo Carbono: 0 a 0.25% C
Aço Médio Carbono: 0.25 a 0.55% C
Aço Alto Carbono: acima de 0.55% C
2XXX
Aço ao Níquel (Ni)
5% Níquel incrementa a resistência a tração sem redução da ductibilidade
8 a 12% Níquel incrementa a resistência e reduz a temperatura de impacto
15 a 25% Níquel (com Al, Cu e Co) desenvolve altas propriedades magnéticas
25 a 35% Níquel incrementa resistência a corrosão em altas temperaturas
3XXX Aços Níquel – Cromo. Aços que combinam tenacidade, ductibilidade,
resistência a desgaste e resistência a corrosão.
4XXX
Aços Molibdênio. O Mo é um forte formador de carbonetos. Tem forte efeito na
temperabilidade e alta resistência a resistência de dureza à temperatura.
Incrementa também a resistência a tração de aços baixo carbono.
5XXX Aço Cromo. O Cromo é um endurecedor da ferrita de aços baixo carbono.
Incrementa a tenacidade e a resistência ao desgaste de camadas cementadas.
86XXX
87XXX
93XXX
94XXX
97XXX
98XXX
Aços triplos em liga (Ni, Cr e Mo). Esses aços apresentam alta resistência
mecânica (tração, fadiga) e boa resistência a corrosão.
Fonte: Vedramim et. al.,2004
Como dito anteriormente, a identificação do material utilizado pela AISI facilita sua
composição que é fundamental na escolha do material pelas condições do meio em que irá ser
utilizado. Desta maneira, podemos escolher compostos que facilitem sua vida útil determinados
46
pelo fluido que escoará pelos tubos e pela condição do ambiente em que irá ser aplicado.
A partir da identificação dos tipos de aço, torna-se mais fácil a escolha de sua
metalurgia. É importante utilizar aços de baixa liga para poços sem expectativa de fluidos
corrosivos. São os também chamados aço carbono, tendo baixos teores de elementos de liga
como Cr,Ni, entre outros. Possui grande flexibilidade quanto às propriedades mecânicas e
aumento do limite de escoamento através de tratamentos térmicos. A resistência depende dos
elementos de liga e do teor do carbono. Como exemplo, o mais usual é o aço carbono L-80.
Podem-se encontrar em catálogos da Vallourec e na JEE Steel outras especificações de
tubos de produção confeccionados em ligas de níquel e certamente a nobreza desses tubos limita
suas aplicações a ambientes extremamente corrosivos. Aços que contenham teores de cromo
superior a 12%, têm excelente resistência à corrosão e são comumente designados como aços
inoxidáveis, sendo na indústria do Petróleo largamente difundidos para utilização de poços
injetores de água. O cromo é o elemento de liga predominante e é responsável pela formação
de uma camada superficial uniforme e protetora de óxido de cromo quando o aço é exposto à
atmosfera contendo oxigênio. Estes materiais são considerados aços de alta liga (o teor de Cr
pode variar de 12 a 26%, o teor de Ni pode chegar a 22% e, frequentemente, contêm pequenas
quantidades de outros elementos de liga). São divididos em três classes, com base na fase
constituinte predominante em sua microestrutura – martensíticos, ferríticos e austeníticos.
Despertam ainda, grande interesse para engenharia em função da sua resistência à oxidação e à
corrosão, propriedades mecânicas a temperaturas elevadas e tenacidade e no caso específico
dos aços austeníticos.
Elementos de liga tais como cromo, níquel e molibdênio impactarão na estrutura
cristalina do material, de forma a manter, por exemplo, a fase austenítica estável nas condições
usuais encontradas no interior de um reservatório ou de um poço de petróleo quando isso só
seria possível em temperaturas elevadas. A diversidade de ligas da classe inoxidável é vasta,
mesmo se considerarmos apenas aquelas destinadas à indústria petrolífera. Na tabela 6 temos
exemplos destes materiais e suas aplicabilidades.
O API reconhece a liga L80 13Cr (bastante similar ao aço carbono L80, mas com a
adição de 13% de cromo efetivamente, sem teores de níquel e molibdênio). A essa composição
tem se uma microestrutura martensítica. Tubos de produção com grau L80 13Cr (ou superior),
são maioria nos poços offshore. Uma equivalência AISI para esse grau seria o 420 mod, já o
grau ASTM F6NM seria de qualidade superior, bem como de maior custo. Para os casos onde
há a demanda para aplicações em ambientes ainda mais severos, os tubos de produção podem
ser fabricados em aços ferrítico-austeníticos ou aços Duplex.
47
Os aços inoxidáveis Duplex e Super Duplex vêm conquistando cada vez mais espaço
nas atividades ligadas a indústria petroquímica, suprindo as carências dos já tradicionais aços
inoxidáveis austeníticos e ferríticos, pois estes aços conseguem aliar as propriedades tanto do
aço ferrítico como do aço austenítico. Atribuindo-se sua alta resistência mecânica, boa
tenacidade, resistência à corrosão muito boa em diversos meios e excelente resistência à
corrosão sob tensão e fadiga, sendo mecânica à sua microestrutura balanceada em
aproximadamente 50% de ferrita e 50% de austenita. (OLIVEIRA E ZOGHBI FILHO,2016)
Exemplos aços inoxidáveis Duplex e Super Duplex produzidos pela empresa Villares
Metals:
• N4460UF (UNS S32900 / WNr. 1.4460 / F52)Aço inoxidável Duplex com adição de
Enxofre para melhora da usinabilidade. Muito utilizado na indústria de papel e celulose.
• N4462 (UNS S31803 / UNS S32205 / WNr. 1.4462 / F51) Aço inoxidável Duplex de
uso mais geral, principalmente na indústria petroquímica. Atende PREN ≥ 35, e a
Villares Metals possui diferentes versões em função do PREN solicitado. O N4462 da
Villares Metals atende NORSOK M650 e M630 MDS D57 para bitolas acabadas de até
350,00 mm.
• VDF53 (UNS S32750 / WNr. 1.4410 / F53) Aço inoxidável Super Duplex (PREN >=
40) que apresenta resistência mecânica, resistência à corrosão e tenacidade à baixa
temperatura superiores aos aços inoxidáveis duplex comuns.
Apresenta elevada resistência à corrosão por pites e a ambientes que contêm cloretos.
Utilizado na indústria química e petroquímica e em plataformas marítimas de extração
de petróleo, óleo e gás.
• N4501 (UNS S32760 / WNr. 1.4501 / F55) Aço inoxidável Super Duplex (PREN >=
40) que apresenta resistência mecânica, resistência à corrosão e tenacidade à baixa
temperatura superiores aos aços inoxidáveis duplex comuns. Apresenta elevada
resistência à corrosão por pites e a ambientes que contêm cloretos. É utilizado
principalmente em plataformas marítimas de extração de petróleo, óleo e gás, como em
bombas, válvulas, flanges e tubulações. Atende NORSOK M650 e M630 MDS D57
para bitolas. O 4501 da Villares Metals atende NORSOK M650 e M630 MDS D57 para
bitolas acabadas de até 165,10 mm.
• N4507 (UNS S32550 / WNr. 1.4507 / F61) Aço inoxidável Super Duplex (PREN >=
40) que apresenta resistência mecânica, resistência à corrosão e tenacidade à baixa
temperatura superiores aos aços inoxidáveis duplex comuns. Apresenta elevada
48
resistência à corrosão por pites e a ambientes que contêm cloretos. Utilizado em
aplicações semelhantes e pouco menos severas que o N4501. Atende NORSOK M650
e M630 MDS D57 para bitolas até 182,00 mm.
A diferença básica entre os aços inoxidáveis Duplex e Super Duplex consiste
principalmente nas concentrações de cromo, níquel, molibdênio e nitrogênio que essas ligas
apresentam, sendo que alguns desses elementos podem interferir diretamente na resistência à
corrosão por pite, que é uma forma altamente destrutiva de ataque que ocorre em ambientes
contendo íons halogênios. (SANITÁ et al., 2014)
A corrosão por pite é uma forma de corrosão extremamente localizada que leva à criação
de pequenos furos no metal, orifícios que adentram formando um pequeno “poço”. É também
citada como corrosão por picadas, corrosão por orifícios ou corrosão puntiforme. A força motriz
para a corrosão por pites é a perda da passivação de uma pequena área, que se torna anódica
enquanto uma área oculta, variável, dentro do corpo do metal, mas potencialmente vasta, torna-
se catódica, levando a uma corrosão galvânica muito localizada. A corrosão penetra na massa
do metal, com limitada difusão de íons. (matcinc)
49
Tabela 6 - Metalurgia de tubos de produção
Fonte: OLIVEIRA E ZOGHBI FILHO,2016
Mesmo com a utilização de tubos em aço 13Cr em reservatórios com CO2 e H2S, é
possível observar elevadas taxas de corrosão quando o poço opera em condições mais severas.
Para estas aplicações, materiais mais nobres, tais como o 13Cr modificado (2-Mo-5Ni) ou Super
13Cr, vêm sendo testados inclusive no pré-sal brasileiro. Um exemplo disto pode ser observado
na imagem a seguir, onde se tem um tubo de produção fabricado em 13Cr e que apresenta
pontos de corrosão por pite. (OLIVEIRA E ZOGHBI FILHO ,2016)
50
Fonte: Oliveira e Zoghbi Filho, 2016
3.3.1 Corrosão
Verifica-se que os equipamentos utilizados em todo processo de exploração e produção,
passa-se por diversos fatores de desgaste, sejam eles físicos ou químicos. Para produzir-se de
forma segura óleo e gás, precisa haver o controle dos processos corrosivos das matérias
constituintes das instalações produtoras. A corrosão é o problema que se agrava ainda mais
tendo em vista que a maior parte de produção no Brasil é offshore, ou seja, em mar. Os riscos
incidentes são grandes podendo ser de falhas de equipamentos, desastres ambientais até vidas
humanas.
Assim, a corrosão se torna um dos maiores problemas para vida útil de um composto
metálico que no âmbito petrolífero pode ser causado por vários motivos como pelos gases CO2,
H2S, O2 e até mesmo a água de produção. Pode-se dizer que a corrosão é um processo de
degradação de um material, normalmente metálico. Seja por ação física, química ou
eletroquímica do meio que se encontra ou não a esforços mecânicos.
Tais materiais estão expostos a meios propícios a corrosão de diversas formas, conhecer
estes mecanismos auxilia no processo de controle das reações envolvidas no processo de
corrosão. Os processos corrosivos podem ser classificados em dois grandes grupos, abrangendo
todos os casos deterioração por corrosão:
• Corrosão Química
Ocorre quando há um ataque de um agente químico diretamente sobre o material. Neste
processo não há transferência de cargas ou elétrons, não ocorrendo a formação de corrente
elétrica. Baseia-se na reação do meio e o material exposto a ele, resultando um produto sob a
superfície do material que foi corroído.
Figura 11 - Exemplo de tubo corroído por pite
51
A taxa que ocorre a corrosão pode ser acelerada com o aumento da temperatura, da
pressão e de altas concentrações do meio corrosivo. Alguns aços de baixa ligam podem formar
uma película protetora, que acaba funcionando como uma "barreira" contra o intemperismo, o
que torna este material mais resistente do que outros aços. O intemperismo é o processo natural
de decomposição ou desintegração por ação dos efeitos químicos, físicos e biológicos.
• Corrosão Eletroquímica
Sendo o tipo mais comum, pois é recorrente em metais, geralmente na presença de água.
Se dá por um processo espontâneo podendo se dar quando o metal ou ligas esteja em contato
com um eletrólito (meio corrosivo). Ocorrem simultaneamente as reações de oxidação e
redução, causando a danificação do material. Estes eletrólitos podem ser a água do mar, ar
atmosférico com umidade, o solo, entre outros.
A intensidade do processo corrosivo varia pelo número de cargas de íons, que são
átomos que perderam ou ganharam elétrons em razão de reações, eles se classificam em cátions
carregados positivamente e ânions átomos que recebem elétrons e ficam carregados
negativamente. Eles se descarregam no catodo, ou seja, aonde ocorre há redução ou ganho de
elétrons, ou então, pelo número de elétrons que migram do anodo para o catodo. Um bom
exemplo é o mecanismo básico de corrosão que segue o princípio de uma pilha. Esta perda de
íons metálicos positivos do ânodo provoca uma liberação de elétrons livres. Este processo é
chamado de oxidação. O acúmulo de elétrons gera um potencial elétrico, fazendo com que eles
fluam através do condutor para o cátodo. No cátodo, excesso de elétrons são neutralizados ou
absorvidos por íons em eletrólito. Esse processo é chamado de redução.
Fonte: Brondel e autores, 1994
Figura 12 - Exemplo de corrosão eletroquímica
52
3.3.2 Corrosão na Indústria do Petróleo
Todos os equipamentos para a produção de óleo e gás estão suscetíveis a corrosão. Nas
etapas para produzir petróleo desde extração, estocagem, transporte, operações de refino, entre
outros. Estes ambientes sofrem com agressão da corrosão, por serem meios que unem
características que propiciam tal processo da natureza, sendo alguns exclusivos para esta
indústria.
Nota-se que são predominantes os equipamentos cujo material utilizado para promover
suporte estrutural seja o aço, que com o tempo se deteriora em sua forma física, a corrosão.
Sendo uma das principais causas de falhas em equipamentos e tubulações de plataformas de
produção de petróleo. Essas falhas prejudicam o processo, atrasam o cronograma operacional
de produção, geram altos custos de manutenção, além de gerar riscos à saúde e ao meio
ambiente. Este processo espontâneo é uma preocupação em praticamente toda cadeia produtora.
Por conta disto está em constante estudo e buscando meios para transformar os materiais
a beneficiar características para reduzir taxa da corrosão, aumentando a vida útil dos mesmos
utilizados, ou tonar seus meios menos propícios a formar este processo espontâneo.
Fonte: Desenvolvida pela autora
Para ajudar a visualizar os problemas mais corriqueiros pode-se separar em dois grupos
mais afetados, lembrando que em toda cadeia pode haver corrosão porem os mais famosos são:
No poço produtor
Em toda cadeia produtora pode se desenvolver a corrosão, a seguir, apontam-se os mais
corriqueiros.
O BSW (sedimentos básicos de água) em si não é corrosivo, mas sim a fração de óleo
que é representada pelo BSW. Quanto maior concentração maior a quantidade de água
produzida juntamente com o óleo. A água associada a outros compostos pode gerar produtos
Figura 13 - Esquema de ocorrência de corrosão em poços injetor e produtor
53
corrosivos. Até mesmo só a presença de água e seus sedimentos fragilizam o material seja por
erosão mecânica ou por interagir quimicamente. Este eletrólito constitui-se basicamente da
água com sais dissolvidos; águas naturais (aquíferos, lagos e do subsolo) tais materiais aceleram
o processo corrosivo.
Para produzir-se o petróleo há sempre a presença de gás associado, seja ele na própria
forma gasosa ou dissolvido no óleo. Em alguns poços pode-se ocorrer a presença de gases
ácidos como H2S e o CO2 que facilitam o aumento da acidez e corrosão dos aços utilizados.
Com o aumento da concentração desses gases, o pH diminui tornando o meio mais
ácido, e a taxa de corrosão se eleva. A corrosão por gases ácidos se leva em consideração a
composição das fases presentes no sistema; a composição química da água produzida,
temperatura, vazão, e a composição e condições das estruturas dos poços.
Tem aumentado cada vez mais a atenção com a corrosão relacionada ao ácido sulfúrico
na indústria de petróleo e gás por causa da recente política sobre a transformação de H2S e os
diversos óxidos de enxofre produzidos durante a extração de petróleo e de sua refinação em
ácido sulfúrico concentrado. Sendo ele especialmente perigoso porque estimula e acelera a
corrosão que leva a perda das propriedades de plasticidade do aço causando rachaduras.
A presença de H2S é extremamente prejudicial, pois, a existência de compostos de
enxofre (H2S, que pode ser dissolvido em HS- e S2-), reduz a cinética de recombinação gasosa
e, consequentemente, favorece a entrada de hidrogênio para o metal. Para materiais que
trabalham em ambientes contendo H2S, é também fundamental que o pH seja elevado para
valores ≥ 10,5, pois neste valor o H2S é neutralizado a sulfeto de sódio (Na2S), diminuindo
assim o problema da ruptura por tensão. (GENTIL,2007)
A fim de que se aumente a produção em poços surgentes ou que poços que já atingiram
seu pico de produção voltem a produzir com maior vazão, métodos de elevação artificial são
utilizados. Esses métodos atuam fornecendo energia adicional ao poço necessária para elevar
os fluidos ou diminuindo as perdas de carga ao longo do fluxo do poço. Um dos métodos mais
utilizados é o Gás Lift, que consiste em uma técnica que se injeta gás comprimido no interior
da coluna de produção, reduzindo a pressão hidrostática da coluna de fluido. O gás utilizado é
geralmente o próprio gás natural produzido pelo poço, a fim de facilitar sua separação uma vez
que a mistura chega à unidade de processamento.
Para se realizar este processo, o gás deve ser comprimido na superfície e fluir pela região
anular da tubulação do poço, região entre o revestimento do poço e a coluna de produção, e
deve então ser injetado na coluna de forma controlada pelas chamadas válvulas de gás lift. Neste
método a ação corrosiva se torna indireta, assim como no caso da bomba de injeção. Não é a
54
injeção do gás causadora em si da corrosão, mas os contaminantes que podem estar presentes
se este gás se não for devidamente tratado. Este deve ser livre de contaminantes para não haver
corrosão no tubo do poço, sendo livres de H2S, CO2 e vapor d’agua.
No poço injetor
Problemas atrelados a este modelo de poço estão ligados principalmente a impurezas,
contaminantes que normalmente estão associados ao mal tratamento de materiais a serem
injetados, como forma de recuperação melhorada.
Em poços offshore é comum a injeção de água para manter pressão ou aumentar o fator
de recuperação dos campos de petróleo. Esta água costuma ser a própria água do mar que deve
ser tratada e enquadrada em padrões que não interfiram com o meio do reservatório, esta água
salgada pode entrar em quantidades grandes na refinaria, seja como água emulsificada ou sob
a forma cristalina (hidratos) dispersa no petróleo bruto. Os principais sais presentes são cloreto
de cálcio, cloreto de magnésio e cloreto de sódio.
A dessalinização inclui métodos de lavagem e decantação, a adição de produtos
químicos, tais como sulfonatos, centrifugação e filtragem. Sais e água são geralmente
removidos o mais rápido possível, mas as operações são frequentemente incompletas, e levam
a formação de ácido clorídrico. Esta água com alta salinidade e alto teor de CO2 em altas
pressões e temperaturas, na presença do CO2 na água de produção leva à formação de ácido
carbônico, altamente corrosivo, levando à necessidade do desenvolvimento de novas
tecnologias visando soluções para essa realidade. No caso do cloreto de magnésio é mais
facilmente ser hidrolisado. Neste caso, o amoníaco pode ser necessário em quantidades
equivalentes a três vezes o equivalente estequiométrico de íons sulfeto e cloreto.
O oxigênio pode entrar no sistema em muitos pontos, na entrada das bombas centrífugas,
no desarmes e ao religar, pois nas paradas dessas bombas ao religá-las puxa-se ar e joga-se para
dentro do sistema o que contribui com o O2 livre. Sequestrantes à base de amônia são
rotineiramente usados em sistemas. Este produto químico se liga com oxigênio para reduzir sua
corrosividade. Na vida da coluna de injeção, os tubos estão expostos à água de injeção. Os tubos
dos revestimentos (exceção do revestimento de produção), por outro lado, estarão para sempre
em contato com cimento e fluido de perfuração.
Além dos citados tem-se também a erosão que é a remoção direta de metal pela forte
ação de partículas abrasivas de alta velocidade. Falhas de erosão (washouts) são vistas nos tubos
de perfuração quando vazamentos, conexões soltas ou corrosão rachadura por fadiga.
55
A erosão das linhas de fluxo nas curvas e articulações por areia produzida é outra
ocorrência mais comum de metais na indústria de petróleo. A erosão pode desempenhar um
papel na corrosão de CO2. Sob fluxo moderado condições, a areia também pode causar corrosão
por erosão.
Com base nos problemas propostos anteriormente técnicas ou métodos de proteção
anticorrosiva, usadas em alguns materiais aplicável ao uso industrial envolvem de maneira
geral; a passivação ou a polarização do material, incluem os revestimentos, os inibidores de
corrosão, as técnicas de modificação do meio, a proteção catódica e anódica.
Nas estruturas de produção offshore, a zona de respingo, ou seja, área acima da maré
alta, por decorrência de se estar dentro e fora da água. A corrosão mais severa ocorre aqui.
Qualquer revestimento protetor ou filme é continuamente corroído por ondas e há uma ampla
oferta de oxigênio e água. Métodos comuns de controle da corrosão nesta zona incluem
revestimento adicional e também aumentando a espessura do metal para compensar para maior
perda de metal.
A parte da estrutura na zona das marés é sujeita a corrosão menos severa do que a zona
de respingo e pode se beneficiar da proteção catódica na maré alta. A proteção catódica funciona
ao forçar áreas anódicas a tornar-se catodos. Para conseguir isso, uma corrente reversa é
aplicada para neutralizar a corrosão atual. A corrente pode ser gerada por um Fonte CC externa
– impressa catódica proteção – ou usando anodos de sacrifício.
O resto da estrutura – exposta a menos corrosão severa da água do mar – é protegida
por proteção catódica. No entanto, os crustáceos e algas anexados às partes submersas
adicionando peso que pode aumentar o estresse de corrosão. Este mecanismo ocorre quando os
efeitos combinados da fenda, ou pitting, corrosão e estresse propagam rachaduras levando a
falha estrutural. Contudo, uma cobertura da vida restringe o oxigênio atingindo o metal, e assim
reduz a corrosão.
• Revestimento
A ação protetora dos revestimentos seria utilizar materiais metálicos que formem películas
oxidas, hidróxidos e outros. Como o alumínio, que ao se oxidar forma uma camada protetora
sobre a superfície da peça, evitando que o oxigênio entre em contato com o alumínio metálico
que está embaixo da película de óxido de Alumínio, protegendo o metal como se fosse óleo ou
tinta em uma peça de metal ferroso. Também podem ser usados materiais mais nobres para se
revestir, que tenham maior sobretensão ou sobrevoltagem, tais como estanho e cadmio. Sendo
mais resistentes a ataques ácidos. Revestimentos não metálicos como as tintas também são
comumente utilizados, possibilitando também sua combinação com outros revestimentos
56
metálicos aumentando a barreira de proteção anticorrosiva. A tinta possui um inibidor de
corrosão que previne e interrompe a oxidação em superfícies ferrosas, protegendo das
intempéries. Esta tinta é constituída com o sistema epóxi para o fundo e poliuretano como
acabamento. Sendo o mais utilizado, pois apresenta uma forte aliança de qualidade na resistên-
cia e dureza em meio à agressividade do ambiente, esta técnica de pintura consiste de uma
garantia de 20 anos ou mais a depender do fabricante. Visto que é uma prática mais econômica
que trocar-se o equipamento que sofreu com danos da intempérie. Se evidencia no setor
petrolífero as tintas chamadas LOW-VOC que retém um alto teor de sólidos em sua
composição, permitindo camadas mais espessas de película, com baixas quantidades de
solventes orgânicos, que são dadas como premissas de muitas empresas, para atender a normas
de segurança e meio ambientes nacionais e internacionais.
• Proteção Catódica e Anódica
Para preservação de materiais metálicos, principalmente tendo em vista o cenário offshore
pode-se utilizar a aplicação da corrente anódica ou pela inibição da difusão de oxigênio pelo
método catódico. A proteção anódica consiste em um método de aumento da resistência a
corrosão que tem como base a aplicação de uma corrente anódica na estrutura como um
escudo. Esta corrente facilita a passivação do material exercendo-a resistência a corrosão.
Sendo empregada com sucesso em metais e ligas formadores de películas protetora, seu
emprego encontra-se com maior benefício para eletrólitos altamente agressivos. O recurso
anódico não só propicia a formação da película protetora, mas também a mantém estável.
A Proteção Catódica é uma técnica utilizada para controlar a corrosão de uma superfície
metálica, tornando-a o cátodo de uma célula eletroquímica. Um método simples de proteção
conecta o metal a ser protegido a um "metal de sacrifício" facilitando a corrosão neste para
atuar como o ânodo.
57
Fonte: Brondel e autores, 1994
Os protetores catódicos neutralizam a corrosão através do deslocamento do potencial de
corrosão para valores negativos, aumentando o pH do meio e diminuindo a solubilidade do íon
ferroso. Esta defesa é empregada para estruturas enterradas ou submersas. Não pode ser usada
em estruturas aéreas em face da necessidade de um eletrólito contínuo, o que não se consegue
na atmosfera.
Os protetores catódicos são substâncias que possuem íons metálicos capazes de reagir
com a alcalinidade catódica, resultando em compostos insolúveis. Estes compostos envolvem
toda a área catódica, impedindo a difusão do oxigênio e dos elétrons, inibindo o processo
catódico.
Os processos de retirada de oxigênio podem ser químicos ou mecânicos. O processo
químico é realizado pelos agentes sequestradores de oxigênio, enquanto que a retirada através
do processo mecânico é feita com a desaeração por arraste do oxigênio por outro gás,
comumente vapor de água, ou em câmara de vácuo onde a descompressão propicia a saída de
gases.
Ânodos e cátodos podem se formar em um único pedaço de metal feito de pequenos
cristais de composições ligeiramente diferentes. Pode-se estar ao lado do outro ou separados
por grandes distâncias - às vezes dezenas de quilômetros.
Figura 14 - Exemplo de proteção catódica
Figura 15 - Diferenças nas aplicabilidades ânodo versus cátodo
58
Fonte: Santos, 2013
3.4 PRESSÃO PARCIAL DE GASES ÁCIDOS
Estudos demonstram que a temperatura é um dos fatores mais importantes que afetam a
corrosão do aço carbono em meios contendo CO2 e H2S. A temperatura tem um impacto
substancial sobre a solubilidade dos gases ácidos presentes na solução aquosa, e
subsequentemente na ionização do ácido carbônico e sulfídrico, que por sua vez reduz o pH da
solução. Além disso, a temperatura acelera as reações eletroquímicas que ocorrem na superfície
de aço, afetando significativamente a formação dos produtos de corrosão e contribuindo na
determinação das suas propriedades tais como a densidade, a porosidade e a permeabilidade.
Como exemplo pode-se citar o caso onde a pressão parcial de CO2 afeta a taxa de corrosão.
A pressão parcial de CO2 e H2S é outro parâmetro importante na corrosão do aço
carbono, pois está relacionada com outros parâmetros ambientais tais como pH da solução e a
concentração de íons em solução, tendo efeito significativo sobre a precipitação e formação dos
produtos de corrosão. Estudos demostram que existe uma tendência no aumento da taxa de
corrosão com o incremento da pressão parcial de CO2 e H2S. Com o aumento da pressão parcial
de CO2, a concentração do H2CO3 aumenta e, consequentemente, ocorre a redução do pH da
solução, acelerando as reações catódicas e aumentando o processo corrosivo.
Figura 16 - Gráficos que demonstram a relação da pressão parcial com a taxa de corrosão
59
Fonte: JFE Steel,2013
Para ambientes com este grau de severidade se faz necessário aprofundar estudos para
seleção dos materiais a serem utilizados, como este não é o foco deste trabalho citaremos a
seguir aonde encontrar as orientações para este tipo de cenário, pode-se encontrar nas normas
ISO:
• ISO 11960 – Petroleum and natural gas industries – Steel pipes for use as casing or
tubing for wells;
• ISO 13680 – Petroleum and natural gas industries – Corrosion – resistant alloy seamless
tubes for use as casing, tubing and coupling stock – Technical delivery conditions;
• ISO 15156 – Petroleum and natural gas industries – Materials for use in H2S –
containing evironments in oil and gas production.
Por esses documentos é capaz de encontrar as diretrizes de procedimento para tais
processos.
3.5 FORMAS DE MITIGAR OS EFEITOS CORROSIVOS
Pode-se evitar a corrosão por meio de alteração do meio corrosivo através do controle
do pH com o intuito de facilitar a passivação dos metais, sendo mais recorrente com pH mais
básico. Outra forma é a desaeração que consiste na retirada do oxigênio no meio, o que o torna
60
um agente despolarizante, sua retirada auxilia a polarização catódica e como consequência
diminui a intensidade do processo corrosivo.
Inibidores são também um dos grandes aliados para mitigar ou prevenir a corrosão.
Sendo substancias orgânicas ou inorgânicas, que em contato com os eletrólitos evitam ou
diminuem o desenvolvimento das reações de corrosão. São adsorvidos transformando-se em
uma fina película e persistente. Recorrente da diminuição da reação anódica e catódica leva a
diminuição da taxa de corrosão.
A utilização de ligas CRA ligas resistentes à corrosão (corrosion Resistant Alloy) para
operações de petróleo e gás em ambientes altamente corrosivos, onde os tubos de carbono não
podem ser usados. Quando a pressão parcial de CO2 está acima de 30psi, aços-carbono
apresentam altas taxas de corrosão. Tipos de liga de aço com alto teor de cromo (Cr),
Molibdênio (Mo) e Níquel (Ni) são capazes de resistir à corrosão de maneira eficaz. a camada
de liga resistente à corrosão (CRA) é aplicada por meio de diferentes procedimentos que criam
uma ligação metalúrgica, enquanto o tubo revestido é aplicado por uma união mecânica entre
o CRA e o tubo C-Mn.
Os fabricantes de produtos tubulares possuem uma liga que consiste em metais como
cromado, aço inoxidável, cobalto, níquel, titânio e molibdênio, fornecendo ligas resistentes à
corrosão. A empresa Tenaris, por exemplo, atua por meio de parceria mundial com a Sandvik
e PCC Energy Group. O desenvolvimento de poços de gás ultra profundos e recuperação
assistida de óleo e gás implicam em ambientes mais agressivos, com temperaturas de fundo de
poço mais altas e gases corrosivos. A Sandvik e PCC Energy Group fabricam produtos CRA
de acordo com as normas internacionais API 5CRA e ISO13680. Essas ligas CRA’s são
necessárias quando há a combinação dos fatores a seguir:
• Presença de C02
• Presença de H2S
• Baixo pH
• Cloretos
• Alta temperatura
Esta metalurgia visa alcançar um equilíbrio entre as propriedades mecânicas do tubo de
aço C-Mn e as propriedades de resistência à corrosão de uma liga resistente à corrosão (CRA)
Fluidos de produção geralmente contêm um elevado teor de enxofre ou CO2 que requer o uso
de materiais adequados para ambientes corrosivos. Quando o teor de CO2 e H2S é elevado
61
demais para as propriedades de resistência à corrosão do aço C-Mn, frequentemente são
utilizadas ligas resistentes à corrosão (CRA).
Ambos os tubos cladeados e revestidos são compostos por um tubo C-Mn, que tem uma
camada de CRA em contato com o fluido de produção e, consequentemente, com o seu
ambiente corrosivo. No caso de tubos cladeados, a camada da CRA é aplicada por meio de
diferentes procedimentos que criam uma ligação metalúrgica, enquanto o tubo revestido é
aplicado por meio de uma união mecânica entre a CRA e o tubo C-Mn. (TENARIS, 2018)
3.6 QUALIFICAÇÃO
Qualidade e confiabilidade são fatores fundamentais da indústria, principalmente no
caso do óleo e gás, quando levamos em conta o longo tempo dos projetos, os investimentos
envolvem grandes riscos econômicos, humanos e ambientais. Atualmente empresas de petróleo
e gás operam cada vez de forma mais complexas para encontrar e explorar novas reservas,
apresentando demandas extraordinárias para os fabricantes de tubos e fornecedores de serviços.
Visando isto os produtos OCTG precisam ser confiáveis para uso nessas condições.
A norma API 5CT utilizada para auxiliar a qualificar os revestimentos define os tubos
de revestimento (casing) como produtos tubulares com diâmetro externo entre 4 1/2″ e 20″.
Dentre os requisitos incluídos na especificação, tanto para os tubos quanto para as luvas, estão
os processos de fabricação, a resistência mecânica, dimensões e pesos, composição química,
ensaios para controle de qualidade, informações a serem fornecidas, marcação e documentação.
A classificação dos tubos de revestimento, casing, segue um código criado pela API,
que define os valores mínimos de resistência mecânica de cada grau de aço. O código é formado
por uma letra seguido de um número, sendo que a letra foi escolhida aleatoriamente para
designar categorias únicas em cada grau. O número indica o valor mínimo de limite de
escoamento em milhares de psi.
62
Fonte: Adaptada de API5CT
Vê-se que as conexões API são geralmente aplicadas em poços com condições
específicas, tais conexões são projetadas para aumentar a integridade estrutural em condições
extremas, mantendo um mínimo de padronização exigido e, em alguns casos, são
intercambiáveis com conexões padrão API.
A exploração de poços cada vez mais profundos e em ambientes mais agressivos tem
exigido dos fabricantes o desenvolvimento de novos tipos de conexões que vão além das
tradicionais OCTG, principalmente na resistência a vazamentos, resistência ao colapso e maior
confiabilidade.
Geralmente, tais melhorias são protegidas por patentes, mas pouco se sabe sobre a
influência de características específicas de projeto no desempenho global da conexão. As
preocupações com a segurança das conexões são justificadas pela grande responsabilidade
envolvida na perfuração e exploração de poços de hidrocarbonetos. Do ponto de vista
dimensional, as conexões representam menos de 3% do comprimento das colunas de
revestimento, porém são responsáveis por mais de 90% das falhas e os custos das conexões
podem representar de 10% a 50% dos gastos com produtos tubulares. (PORCARO, 2014)
Tabela 7 - Requisito de alguns graus de aço para tubos e revestimento
63
Adaptado (Fonte: PORCARO,2014)
Com relevância ao ponto de qualificar dadas conexões a ISO demonstra o rumo que
a indústria com testes de conexão premium mais severos vem aumentando o número de pontos
de carga e o número de testes à temperatura elevada (inclusive com pressão externa), denotando
a importância do estudo de conexões para indústria.
Ultimamente, desenvolveram-se condições que são representativas das condições do
poço em que estas conexões experimentariam. Nos anos 80, uma primeira versão do API RP
5C5 foi lançada pelo American Petroleum Institute, dando recomendações e protocolos de teste
para avaliação de conexões premium.
A API RP 5C5 rev3/ISO 13679 tornou-se a referência para o teste de conexão
premium Standard, definindo quatro níveis de aplicação de conexão CAL (Connection
Application Levels), que são os Níveis de Aplicação de Conexão. A primeira qualifica conexão
para vedação à líquido, enquanto que as últimas 3 qualificam para estanqueidade a gás. A figura
18 demonstra a malha ilustrativa que vai de CAL I a CAL IV e representa a severidade do teste,
da CAL I (menos grave) à CAL IV (Mais grave).
Figura 17 - Desenvolvimento das conexões premium dos três fabricantes líderes e os seus
principais produtos
64
Fonte: connection
Figura 18 - Demonstra o esquema dos níveis de CAL em uma malha ilustrativa
65
4.0 CRITÉRIOS DE PROJETO DE REVESTIMENTO
Revestimentos de poços de petróleo apresentam diversas funções. Estes são
responsáveis por prevenir o colapso e fraturamento de parede do poço acima da sapata e isolar
determinadas formações como forma a evitar contaminação tanto do ambiente (zonas de
aqüífero) quanto do poço .Também atuam em conjunto com o BOP permitindo o controle
seguro do poço e funcionam como canal para o escoamento dos fluidos de perfuração
retornando a superfície, entre outros e protegem zonas de menores gradientes de fratura,
permitindo um aumento na pressão de fundo sem acarretar em perdas de circulação nessas
zonas.
Os revestimentos tem sido uma das partes mais caras dentro de um programa de
perfuração onde estudos mostraram que o custo com a compra de revestimentos para a
perfuração atingia 18% do custo total de um poço offshore completado já na década de 1980.
Em poços terrestres o peso dos revestimentos é ainda maior, da ordem de 50%. Daí a
necessidade de um estudo aprofundado para a definição dos revestimentos adequados para
compor um poço, levando-se em conta parâmetros como diâmetro, espessura, grau do aço, tipo
de aço, entre outros. (SANTOS et al. ,2016)
4.1. ESPECIFICAÇÕES DE UM TUBO DE REVESTIMENTO
A composição de cada coluna é função das solicitações previstas durante sua descida no
poço e ao longo de sua vida útil. O API padronizou procedimentos industriais e operacionais
para fabricação e manuseio de tubos de revestimentos. Suas recomendações e padronizações
são adotadas em quase sua totalidade pelos países ocidentais, inclusive o Brasil, embora alguns
produtos ou procedimentos “não API” também sejam adotados. Todo poço perfurado tem a
necessidade de ser revestido total ou parcialmente, com a finalidade de proteger suas paredes.
A perfuração é feita em fases cujo número depende das características das zonas a serem
perfuradas e da profundidade final prevista do poço. Cada fase é concluída quando, após a
perfuração, procede-se a descida de uma coluna de revestimento, com posterior cimentação do
espaço anular exterior à coluna. As principais funções da coluna de revestimentos são:
• Prevenir o desmoronamento das paredes do poço;
• Evitar a contaminação da água potável dos lençóis freáticos mais próximos à
superfície;
• Permitir o retorno do fluido à superfície;
66
• Prover meios de controle de pressões dos fluidos, permitindo aplicação de pressão
adicional desde a superfície;
• Permitir a adoção de sistema de fluido de perfuração diferente, mais compatível com
as formações a serem perfuradas adiante;
• Impedir a migração de fluidos das formações;
• Sustentar os equipamentos de segurança de cabeça de poço;
• Sustentar outra coluna de revestimento;
• Alojar os equipamentos de elevação artificial;
• Confinar a produção ao interior do poço;
Características essenciais das colunas de revestimento (SANTOS et al. ,2016):
• Ser estanque;
• Ter resistência compatível com as solicitações;
• Ter dimensões compatíveis com as atividades futuras;
• Ser resistente à corrosão e à abrasão;
• Apresentar facilidade de conexão;
• Ter a menor espessura possível.
Para dimensionar-se uma coluna de revestimento diversos parâmetros são críticos para
o projeto e, consequentemente, para a redução de custos como o volume de gás que deve ser
considerado como tendo invadido o poço; a pressão de poros da formação a ser perfurada; a
pressão de fratura da formação a ser perfurada; o tipo de fluido que ficará no anular do
revestimento e em seu interior; o conhecimento prévio sobre as características da área; a
possibilidade de perdas de circulação; as variações de inclinação do poço; a posição do topo
do cimento; a presença de fluidos corrosivos nas formações, etc. (SANTOS et al., 2016)
4.2. ANÁLISE DE ESFORÇOS E TENSÕES
De modo geral, é suficiente fazer o dimensionamento quanto à tração, à pressão interna
e ao colapso. As colunas de revestimento em poços de petróleo estão sempre sujeitas a um
estado combinado de tensões, seja de tração ou compressão com pressão interna ou externa, tal
que representa a situação física mais próxima da realidade. Isto é chamado de estado combinado
de esforços triaxial. Para estimar tais valores de esforços, levam-se em conta as condições mais
adversas que possam surgir durante a descida, a instalação e a vida útil das colunas e, no caso
específico do trabalho, o esforço adicional em função da fluência da rocha salina. (SANTOS,
2016)
67
Diante disto irá se discorrer sobre as características analíticas dos esforços triaxiais em
questão:
• Esforço da tração
O esforço do carregamento axial total em qualquer ponto da coluna deve considerar as
condições de peso próprio da coluna, efeito de empuxo, atrito das paredes, pressão interna,
carregamentos de flexão, overpull, carregamentos devido às mudanças de temperatura, dentre
outros. O cálculo da resistência à tração baseia-se na carga axial mínima requerida para o
escoamento do tubo, de modo que o tubo não sofre deformações plásticas. Para sua
quantificação, considera-se então a tensão de escoamento do aço como valor limite, na forma
da Equação (1):
𝑅𝑡 =𝜋
4(𝐷2 − 𝑑2)𝑌𝑝 Equação (1)
Onde:
Rt = resistência à tração do tubo, lbf;
D = diâmetro nominal, pol;
d = diâmetro interno, pol;
Yp = limite de escoamento do aço, psi.
O fator de segurança varia entre 1,1 a 1,6, a depender das normas internas das
operadoras.
• Esforço da pressão interna (Burst)
A pressão interna, também conhecida como Burst, é o resultante do diferencial entre as
pressões no interior e no anular, como resultado da pressão interna ser superior a pressão
externa, maior efeito na parte superior da coluna, pois pode haver a presença de gás. A
resistência à pressão interna de escoamento no corpo do tubo de aço, expressada na Equação
(2) é alcançada através da equação de Barlow, considerando 87,5% do escoamento da parede,
pois a API permite a espessura variar em até 12,5%, devido aos defeitos de construção,
conforme discutido por Bernt (2010).
𝑅𝑝𝑖 = 0,875 ∗ 2𝑌𝑝 ∗ 𝑡
𝐷 Equação (2)
Onde:
Rpi = resistência à pressão interna,psi;
68
Yp = limite de escoamento do aço, psi;
D = diâmetro externo, pol;
t = espessura da parede do tubo.
Outro fator importante a se calcular é o fator de segurança, neste caso pode variar
entre 1,0 a 1,25 que não entra nesta equação. Vale ressaltar que não existe equação pronta
para estimar-se o fator de segurança, pois para este cálculo são levados em consideração a
quantidade de equipamentos e conexões, que varia de projeto para projeto. Irá também
depender das normas dos operadores, assim como a tração. Tendo assim que se calcular para
cada trecho de coluna.
Segundo Bernt (2010), um tipo de falha por esforço de pressão interna apresenta como
característica uma falha ou propagação de trincas na direção predominante axial do tubo.
• Esforço de pressão externa (Colapso)
A resistência ao colapso do revestimento indica o grau de limite de tensão suportado
pelo revestimento devido ao diferencial das pressões criadas pelo fluido no anular e no interior
da coluna, ou seja, verifica a possibilidade de falha quando a pressão externa é superior a
pressão interna. A resistência ao colapso Rc está em função da razão D/t, que relaciona o
diâmetro e espessura, do grau do aço e do esforço axial característicos do tubo a ser empregado.
Para o esforço do colapso, deve-se admitir um fator de segurança variante entre 1,0 a 1,125.
Segundo a normativa API TR 5C3 (2008), a resistência ao colapso está definida em 4
(quatro) tipos de regimes de falha, são elas o colapso de escoamento, o colapso plástico, o
colapso de transição e o colapso elástico, que são indicados através de uma faixa em função da
razão Rpi.
69
Fonte: API Bu.lletin5C3,2008.
A figura 19 mostra os regimes de falha ao colapso podem ser representados:
Fonte: Correia e Santos, 2017
Ocorre quando a pressão externa do tubo é maior do que a pressão interna. Valor da
resistência ao colapso é calculado em função do regime de deformação do tubo, indicado pela
relação D/t, pelo uso de uma das seguintes expressões recomendadas pelo API.
Onde:
D = diâmetro nominal, pol.
t = espessura da parede do tubo, pol.
𝑌𝑚 = tensão de escoamento mínima, psi.
Colapso por escoamento:
Figura 19 - Resistência ao colapso em função relação OD/t
Figura 20 - Esquema dos regimes de falhas por colapso
70
𝑅𝑐 = 𝑅𝑐𝑦 = 2 [(
𝐷𝑡 ) − 1]
(𝐷𝑡 ) ²
𝑌𝑚 Equação (3)
Colapso por regime plástico:
𝑅𝑐 = 𝑅𝑐𝑝 = 𝑌𝑚 [ 𝐴
(𝐷𝑡 )
− 𝐵 ] − 𝐶 Equação (4)
Colapso na zona de transição:
𝑅𝑐 = 𝑅𝑐𝑡 = 𝑌𝑚 [𝐹
(𝐷𝑡
)− 𝐺] Equação (5)
Colapso no regime elástico:
𝑅𝑐 = 𝑅𝑐𝑒 = 46,95𝑥106
(𝐷𝑡 ) [(
𝐷𝑡 ) − 1] ²
Equação (6)
A expressão a ser usada depende da relação D/t e em qual regime de deformação ela se
encaixa para depois ser associada ao grau de aço utilizado (A, B, C, F, G). Deve-se também
levar em consideração a influência da ação de esforço axial na resistência a pressão por colapso.
Sabe-se que ocorre uma diminuição do limite de escoamento quanto da presença de esforços de
tração, o que resulta numa diminuição da resistência ao colapso, segundo os procedimentos da
API BULL 5C3 (1994), conforme mostrada na Equação (7).
𝑌𝑝𝑎 = 𝑌𝑝 √1 − 0,75 (𝑆𝑎
𝑌𝑝)
2
− 0,5 (𝑆𝑎
𝑌𝑝) Equação (7)
A Equação (7) é baseada na teoria da máxima energia de distorção de Richard Von-
Mises. A norma API TR 5C3 (2008) afirma que o material escoa quando a tensão equivalente
de Von Mises, obtida através da teoria máxima energia de distorção (𝑆𝑎), supera o limite de
escoamento do aço do casing (σVME>Yp).
71
Segundo o critério de Mises, a análise de resistência dos tubos está baseada na
comparação do limite de escoamento do material com a máxima tensão de Mises obtida na
superfície do tubo, onde a tensão de Mises é dada pela combina ação das 3 tensões principais
no estado triaxial de tensões e num tubo, sendo natural referir-se a um sistema de referência de
coordenadas cilíndricas, ou seja, teremos cargas axiais (tração, compressão e flexão),
tangenciais (decorrentes das outras duas componentes) e radiais (pressão interna e colapso).
Uma falha por pressão externa pode ser consequência de alterações da pressão de poro
do reservatório, do fluido de perfuração e/ou da expansão térmica de gases no tubo.
Os procedimentos para o cálculo da resistência mecânica do tubo empregado no revestimento
do poço de petróleo utilizado nesse trabalho seguem às orientações normativas da norma API
Bull 5C3 (2008).
A segurança estrutural das colunas de revestimento também deve estar associada ao
estado limite. Quando a integridade estrutural, um estado de limite é definido quando uma
estrutura deixa de obedecer a qualquer das finalidades de sua construção, e este pode ser estado
limite último e estado limite de serviço.
O estado limite último (ELU) corresponde ao esgotamento da capacidade, portanto,
associado ao colapso provocando a paralisação do uso. Pode ser ocasionado por ruptura de
seções críticas da estrutura, colapso da estrutura, perda da estabilidade do equilíbrio e
deterioração por fadiga. (BITTENCOURT E SOUZA, 2015)
O estado limite de serviço (ELS) está associado à durabilidade e bom desempenho
funcional. Pode ser exemplificado através das deformações e deslocamentos excessivos para
utilização normal da estrutura, fissuração prematura ou excessiva, danos indesejáveis (como
corrosão, por exemplo), deslocamentos excessivos sem perda da estabilidade e vibrações
excessivas. (BITTENCOURT E SOUZA, 2015)
Os conceitos de estado limitam o último e estado limite de serviço são métodos
aplicados para verificação da segurança de desempenho estrutural de modo a majorar as ações
dos esforços solicitantes, ou seja, permitir que os esforços resistentes de projeto sejam maiores
ou iguais aos esforços solicitantes de projeto. (CORREIA E SANTOS, 2017)
4.3 DESAFIOS: AUMENTO DE PRESSÃO ANULAR DEVIDO AO EFEITO TÉRMICO EM
FLUIDOS CONFINADOS
Devido ao avanço da tecnologia de explorações marítimas em reservatórios de alta
temperatura e alta pressão têm revelados novos problemas relacionados à integridade estrutural
de poços. Um problema recorrente nas últimas décadas é o aumento de pressão nos anulares do
72
poço, ou APB (Annular Pressure Buildup). Este fenômeno que pode ser decorrente da
temperatura positiva ou negativa, se ocorre devido à expansão dos fluidos presentes nos
anulares. Quando positivo é resultante do aquecimento do poço com a produção de
hidrocarbonetos. No negativo, a injeção de fluido frio no poço pode promover o efeito contrário
(contração de fluidos anulares), reduzindo muito a pressão interna do fluido, podendo explodir
o revestimento interno ou colapsar o externo.
Caso os anulares do poço se encontrem confinados, o aumento de pressão anular,
oriundo do aumento de temperatura do sistema, pode atingir níveis críticos, ultrapassando a
resistência mecânica do tubo de produção ou dos revestimentos, podendo levar à perda do poço.
73
Fonte: Barcelos, 2017
As respostas térmicas e mecânicas em um poço de petróleo dependem da sua perfuração,
completação e da formação rochosa adjacente. O APB está presente em qualquer poço produtor
que contenha um anular confinado em sua configuração, porém o cenário se torna mais crítico
em poços offshore e em regiões mais frias e profundas. Isto ocorre devido às baixas
temperaturas de instalação, em contraste com as altas temperaturas de produção, fazendo com
que o incremento de pressão nos anulares possa ultrapassar o limite de resistência mecânica do
tubo de produção ou dos revestimentos, levando a uma possível perda do poço.
Figura 21 - Exemplo de esquema de um poço offshore vertical com anulares confinados
74
Figura 22 - Tubos de revestimento após sofrer colapso por APB
Fonte: Barcelos, 2017
Verifica-se que se aumentar muito a pressão dentro deste anular confinado (com sapata
coberta) pode acontecer o colapso do tubo interno deste anular a depender da sua resistência ao
colapso. É possível perceber que se a sapata está descoberta e o aumento excessivo de pressão
pode fraturar a rocha, dissipando a pressão dentro do anular. Este aumento de pressão se deve,
pelo líquido (lama de perfuração) que permanece após perfuração desta fase, confinado no
anular. Em geral, este líquido possui baixa compressibilidade, o que em termos práticos
significa que se este fluido confinado for aquecido, a sua pressão pode aumentar
excessivamente. AFE ou annulus fluid expansion na verdade o fluido não pode expandir-se por
causa do confinamento e sim acaba aumentando devido à pressão. Este aquecimento acontece
na partida do poço.
Por conta disto, o desenvolvimento de ferramentas computacionais para simular o
escoamento e os fenômenos térmicos em poços têm crescido muito nos últimos anos, o que
permitiu um avanço nas capacidades de produção e design de poços da indústria petrolífera.
Essas ferramentas auxiliam em um planejamento mais seguro e eficiente dos poços, tendo um
papel muito importante em condições críticas de operação. (BARCELOS, 2017)
Outros métodos para auxiliar a mitigar tais problemas é o uso de aditivos líquido
projetado para reduzir a densidade circulante equivalente (ECD) e para fornecer excelente
controle de perda de fluido, propriedades de suspensão de alta temperatura e resistência a ácido
às lamas de cimento. Aumentar a resistência à tração do cimento, com aditivos que sendo
depositado e pode ajudar a mitigar quaisquer efeitos indesejáveis de encolhimento que possam
ocorrer durante a hidratação da pasta de cimento em temperaturas de até 600° F (316° C).
Utiliza-se a resina para atuar como uma barricada anular contra vazamentos de água e gás.
75
Um processo de isolamento zonal totalmente projetado com controles automatizados para
fornecer os benefícios do cimento leve (espuma) durante a colocação e para a vida útil do poço.
(Halliburton).
O desafio está ligado a trilhar uma estratégia de mitigação que depende de conhecer a
pressão /resposta de temperatura no poço de cada anel sujeito e o dispositivo de mitigação. O
dispositivo de mitigação é ativado em um “ponto de operação” predeterminado. O ponto de
operação (definido por pressão e temperatura) está relacionado com o “APB permissível” no
anel. A determinação do ponto de operação geralmente envolve uma criteriosamente escolhida
térmica e análises de sensibilidade APB. O design de estratégias de mitigação de APB está
intimamente ligada à integridade do poço: garantia de fluxo e integridade do revestimento de
produção (barreira) e prevenção de quebra de poço desagradável (como rupturas subterrâneas
e vazamentos mudline.)
Para este fim, um projeto de poço robusto (mitigação de APB) é fundada nos três
princípios seguintes, que são geralmente implementados iterativamente (porque os poços
submarinos raramente são simples):
• Cada anel se mantém sozinho (evita a explosão da corda externa e colapso da corda
interna).
• APB permissível em cada anel é amarrado aos DFs tubulares relevantes.
• Se esperado APB> permitido APB, redesenhar poço ou seções do poço, atenuar o APB
ou fazer as duas coisas.“Robustez” é um aspecto importante do design estrutural.
Devido ao custo, dificuldade de perfuração e complexidade do poço, o projetista
prudente deve explicar a gama de condições durante a vida útil do poço (aproximadamente 20
anos), as incertezas parâmetros, resultados da modelagem e variação e degradação de
propriedades tubulares. Abordar a integridade do poço pode ser considerada a arte de considerar
todos os parâmetros que afetam o poço e traçando o caminho de cada ameaça até o seu fim
lógico.
Vê-se, portanto, o projeto dependente de componentes com tolerâncias especificadas e
que as incertezas no seu desempenho devem ser incorporadas em avaliações de integridade.
Importante, a noção de APB permissível (e, portanto, tubular DFs / confiabilidades) e a
capacidade do dispositivo de mitigação regular as pressões anulares dentro de uma faixa
determinarão a robustez do design. (UDAYA et. al., 2017)
76
5.0 CRITÉRIOS DE PROJETO DE TUBOS DE PRODUÇÃO
A coluna de produção ou injeção também é conhecida como Tubing, é o equipamento
responsável criar um canal de escoamento dentro do poço. Esse tubo passa entre o reservatório
e a cabeça do poço. Este canal de escoamento fornece controle do fluido produzido e facilita a
reentrada no poço para as operações com unidade de arame ou de circulação. É constituída
basicamente de tubulação metálica removível, onde ficam conectados vários outros
componentes.
A coluna de produção (COP) é a tubulação de menor diâmetro descida dentro do
revestimento de produção. Pode-se ser descido pelo liner, mas tubings também podem ser
cimentados em poços delgados, fazendo as funções de um revestimento e de coluna de
produção. Mas em poços delgados, as ferramentas de serviço e os equipamentos de completação
são limitados.
O COP tem como função:
• Conduzir os fluidos do fundo do poço até a superfície, ou injetados até a formação
permitindo um controle racional das condições de fluxo;
• Permitir a circulação de fluidos para elevação artificial e amortecimento do poço,
durante intervenções futuras (operações de workover);
• Proteger o revestimento contra a ação de fluidos corrosivos com CO², H2S, etc.;
• Proteger o revestimento de pressões mais elevadas;
• Permitir a instalação de equipamento de segurança de subsuperfície (DHSV).
Geralmente as especificações de tubos de produção incluem apenas o diâmetro externo
do tubo, o peso nominal, grau do aço, a rosca e o range. Assuntos já mencionados no capítulo
2 deste trabalho. Há opções já padronizadas pelo API 5CT, aonde apresentam tabelas com tais
características enrestes ao mesmo. O peso do tubing é normalmente função da sua espessura de
parede do tubo, sendo uma média que inclui o peso da conexão a ser utilizada. Deve-se
especificar ainda o tipo de fabricação. Pode haver 2 ou mais pesos disponíveis para cada
tamanho e grau de tubing. Levando-se em conta a segurança, operacionalidade e
economicidade.
Sua composição irá depender de fatores como:
• Localização offshore ou onshore;
• Regime de produção de fluidos, se possui elevação artificial;
• Tipo de fluido produzido com gás ou fluidos corrosivos;
• Necessidade de contenção de produção de areia;
77
• Vazão de produção;
• Número de zonas produtoras pelo tipo de completação.
Fonte: Apostila Completação I UVA,2014
5.1 ESPECIFICAÇÕES E DIMENSIONAMENTO
Consiste em um processo que visa à especificação da COP adequados aos esforços
característicos do ciclo de vida do poço, que compreende sua instalação, produção e demais
intervenções futuras. Buscando-se dimensionar uma coluna de produção são considerados
analisar os esforços que este sofrerá ao longo da vida útil do equipamento. Esforços a serem
calculados são os Esforços Axiais ligados ao dimensionamento, os carregamentos a serem
considerados são os seguintes:
• Peso próprio da coluna de produção com todos os acessórios (linhas e clamps);
• Empuxo (flutuação da coluna no fluido contido no poço);
Figura 23 - Esquema de coluna de produção
78
• Arraste (drag) na movimentação da coluna;
• Tração e compressão aplicada para operação com ferramentas;
• Pressão máxima aplicada na coluna com extremidade fechada (não engastada ou
ancorada);
• Esforços Radiais e Tangenciais devidos a esforços radiais iguais a zero;
• Pressão interna (Burst).
Para tais estudos são comumente utilizados simuladores computacionais comerciais
como aplicativos da Landmark, StressCheck e WellCat devido aos diversos cálculos a serem
realizados, buscando vários cenários, com diversos aspectos levados em consideração que
elevam a complexidade do projeto necessitando deste recurso. Estes simuladores tem as
premissas de calcular o carregamento mais crítico que ocorre nas seguintes situações:
a) Pressão hidrostática do fluido na coluna mais a pressão aplicada na cabeça,
considerando o anular vazio ou com gás e despressurizado. Nessas condições,
geralmente o ponto mais crítico numa coluna de produção típica está situado na sua
base;
b) Em poços de gás, principalmente de injeção, o 1º tubo abaixo do Tubing Hanger é o
ponto crítico com o anular cheio de fluido;
c) Em poços com BCS ou BCSS em que houver DHSV. Prever pressão de shut-off das
bombas, fornecido pelo EE, caso haja fechamento indevido da DHSV.
Para a pressão externa (colapso), as cargas a serem consideradas são, geralmente, para
as seguintes condições:
• Coluna vazia na altura do packer, com anular cheio de fluido (packer fluid), somado a
pressão de gas-lift, quando houver;
• Análise de expansão de fluido no anular de produção, quando confinado. Que deve ser
previsto dispositivo para acesso ao anular na cabeça do poço, via BAP/ANM para drenar
a pressão que acumular no espaço anular entre o revestimento de produção e a coluna
de produção, a fim de se evitar a sobrepressão devido à expansão do fluido no anular.
A drenagem do anular de produção deve garantir a integridade tanto da coluna de
produção quanto do revestimento de produção.
Lembrando-se também dos esforços Tri-Axiais utilizando o critério de Von Mises, que
é um critério de falha baseado na combinação das 3 tensões principais no estado triaxial de
tensões e num tubo, referindo-se a um sistema de referência de coordenadas cilíndricas, ou seja,
teremos cargas axiais (tração, compressão e flexão), tangenciais (decorrentes das outras duas
79
componentes) e radiais (pressão interna e colapso) para se analisar os esforços combinados
atuantes nas colunas de produção ou injeção.
A situação mais crítica ocorre com esforço de tração composto com colapso. Analisar
principalmente o tubo abaixo do Tubing Hanger e a extremidade inferior da coluna, com o
anular pressurizado e coluna vazia.
Para prever-se fatores de segurança adotados devem ser estudados todos os pontos da
coluna com seus equipamentos e conexões para mitigar ao máximo possíveis pontos de falha.
Deve ser utilizado os diâmetros e espessuras nominais do tubo.
A elongação da coluna pode acarretar esforços compressivos nas conexões e flambagem
da coluna. Deve-se analisar a possibilidade de ocorrência e o modo de flambagem; (Senoidal
ou Helicoidal), pois a flambagem pode acarretar problemas na descida de ferramentas pelo
interior da coluna.
O colapso é fenômeno de causa mais frequente em coluna de produção, que pode ocorrer
a pressões bem menores do que as das especificações dos tubos quando os mesmos tiverem
danos (amassamentos) ou ovalizações.
Dada a complexidade para este estudo apenas destacam-se a seguir os cenários que
devem ser relevantes ao prever este equipamento:
• Descida de coluna;
• Retirada de coluna;
• Operações de Acidificação;
• Teste de coluna;
• Esvaziamento total ou parcial da coluna (Tubing Evacuation);
• Plugueamento da coluna;
• Expansão de fluidos em anular confinado.
A situação de Tubing Evacuation ocorre quando a coluna está completamente cheia de
gás e é despressurizada com hidrostática de líquido por fora. Essa situação visa avaliar as
situações mais críticas que podem ocorrer, pois algumas delas podem limitar a seleção de uma
coluna devido a critérios que, na prática, têm uma possibilidade baixíssima de acontecerem.
Neste caso, pode ser estabelecida uma estratégia de operação do poço atendendo a todos os
critérios de dimensionamento empregados e explicitada num padrão de execução do projeto de
operação da produção.
Como em equipamentos de cabeça de poço submarinos não há acesso ao anular entre os
revestimentos de produção e intermediário, é necessário verificar a variação da pressão do
80
fluido existente neste espaço com o aquecimento do fluido confinado (AFE - Annular Fluid
Expansion) quando o poço for colocado em produção. Se o revestimento de produção tiver sido
cimentado até acima da sapata do revestimento anterior (intermediário), a pressão gerada
devido à expansão desse fluido confinado poderá atingir valores suficientes para colapsar o
revestimento de produção ou a ruptura (burst) do revestimento externo.
Neste caso, deve ser verificado também se a pressão do espaço anular de produção
(coluna x revestimento) poderá ser totalmente drenada ou não, ou se haverá necessidade de
manter pressurizado sob controle, num range de segurança, para evitar o colapso do
revestimento e o colapso da coluna de produção.
Para evitar este problema, no projeto de perfuração de poços profundos e/ou de alta
temperatura deve ser observado que a sapata do revestimento intermediário não fique coberta
por cimento da cimentação primária do revestimento de produção, permitindo que a pressão
gerada pela expansão do fluido entre os dois revestimentos na fase de produção, seja dissipada
para a formação.
O dimensionamento deverá ser feito, também, para o decurso da vida produtiva do poço
com os dados obtidos da simulação de produção fornecidas pela equipe de reservatório,
considerando a variação temporal nas condições de pressão e temperatura, principalmente em
campos com reservatórios de alta pressão e alta temperatura (HPHT).
5.2 ANÁLISE DE ESFORÇOS E TENSÕES
O dimensionamento de colunas de produção/injeção e revestimentos são baseados no
cálculo de esforços e tensões atuantes em diversos cenários que ocorrem durante toda a vida do
poço, desde a sua construção até o seu abandono. A fim de se avaliar a resistência à falha
mecânica dos componentes, existem diversos critérios de falha. Normas API auxiliam na
orientação para análise de esforços, preocupando-se muito com resistência ao colapso e pressão
interna (burst). No entanto, outras formas de carregamento estão presentes: tração e compressão
sempre, flexão, flambagem e torção, mais comuns durante perfuração (drill pipes), e esforços
triaxiais nos revestimentos, em virtude da expansão ou contração dos fluidos nos anulares.
Para esta revisão bibliográfica utilizou-se a Nortec N – 2752 que é a norma interna
utilizada pela Petrobrás, encontrou-se esta fonte nas mídias digitais para auxilio dos
fornecedores das informações técnicas mencionadas para os dimensionamentos de produtos
desta companhia.
81
A partir das condições de simulação já citadas anteriormente, cada carregamento deve
ser determinado. Diante disto irá se discorrer sobre as características analíticas dos esforços em
questão:
5.2.1 Perfil de Pressão Externa
É o resultado da composição das hidrostáticas de fluidos, cimento e pressão de poros no
anular. Definições das principais variáveis:
𝑝𝑟𝑜𝑓𝑣= Profundidade vertical (m);
𝑝𝑟𝑜𝑓𝑣𝑓𝑠= Profundidade vertical da fase seguinte (m);
𝑝𝑟𝑜𝑓𝑧𝑑= Profundidade vertical da zona de drenagem (m);
𝑝𝑟𝑜𝑓𝑣𝑝= Profundidade vertical do packer de produção (m);
𝑇𝐶𝑉= Topo do Cimento (Vertical) (m);
LDA= Lâmina d’água (m);
𝑃𝑎= Pressão no Anular (psi);
𝑃𝑓𝑢𝑟𝑜= Pressão no furo ocorrido na Coluna de Produção (psi);
𝑃𝑖= Pressão interna atuante na coluna de revestimento (psi);
𝜌𝑑𝑝𝑙= Pressão de depleção do reservatório equivalente (lb/gal);
𝜌𝑝𝑜𝑟𝑜𝑠= Pressão de poros equivalente (lb/gal);
𝜌𝑓𝑟𝑎𝑡= Pressão de Fratura equivalente (lb/gal);
𝜌𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜= Máximo peso de fluido de perfuração previsto (lb/gal);
𝜌𝑝𝑓= Massa específica do packer fluid (lb/gal);
𝜌𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜.𝑑𝑒𝑔= Massa específica do fluido degradado (lb/gal);
𝜌𝑎𝑔.𝑚𝑖𝑠𝑡= Massa específica da água de mistura (lb/gal);
𝜌𝐻𝐶= Massa específica do Hidrocarboneto (lb/gal);
𝜌𝑑𝑝𝑙= pressão equivalente do reservatório depletado (lb/gal);
TL= Topo do Liner tomado na profundidade vertical (m);
TVHC= Topo do Hidrocarboneto invasor tomado na profundidade vertical (m);
PCAB= Pressão na Cabeça do Poço (psi);
P0= Condição Inicial de pressão entre anulares na profundidade da Mud Line (psi);
Hv= Altura vertical do revestimento vazio (m);
Ha= Profundidade vertical da admissão do BCSS ou válvula operadora mais profunda planejada
para injeção do gás lift (m);
82
ML= Profundidade do Mud Line (m);
TMHC= Topo do Hidrocarboneto invasor tomado na profundidade medida (m).
5.2.2 Perfil de Pressão Externa para dimensionamento à pressão interna para este cálculo
deverá obedecer a metodologia a seguir:
a) Em revestimentos com topo do cimento previsto para não cobrir a sapata anterior:
Considera-se o perfil de pressão de poros frente à formação e a partir da sapata anterior,
descontar a hidrostática de máximo peso de fluido previsto em projeto:
𝑃𝑎=0,1704· 𝜌𝑝𝑜𝑟𝑜𝑠 ·𝑝𝑟𝑜𝑓𝑣, para 𝑝𝑟𝑜𝑓𝑣,>Pvsap1 Equação (8)
𝑃𝑎 = 0,1704·[𝜌𝑝𝑜𝑟𝑜𝑠 ·Pvsap1 – 𝜌𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜·(Pvsap1-profv)]
para 𝑝𝑟𝑜𝑓𝑣< Pvsap2 Equação (9)
Em áreas cujas pressões de poros são desconhecidas e em zonas salinas deve-se
considerar a pressão de poros de 8,5 lb/gal.
b) Em revestimentos com topo do cimento previsto para cobrir a sapata anterior:
Considera-se o perfil de pressão de poros frente à formação e a partir da sapata anterior,
descontar a hidrostática da água de mistura da pasta de cimento até o seu topo.
Finalmente, acima deste ponto, descontar o máximo peso de fluido previsto em projeto:
𝑃𝑎=0,1704·𝜌𝑝𝑜𝑟𝑜𝑠·𝑝𝑟𝑜𝑓𝑣
para 𝑝𝑟𝑜𝑓𝑣>Pvsap1 Equação (10)
𝑃𝑎= 0,1704·[𝜌𝑝𝑜𝑟𝑜𝑠 · 𝑃𝑉𝑆𝑎𝑝1 - 𝜌𝑎𝑔.𝑚𝑖𝑠𝑡·( 𝑃𝑉𝑆𝑎𝑝1 - 𝑝𝑟𝑜𝑓𝑣,)]
para 𝑇𝐶𝑉 < 𝑝𝑟𝑜𝑓𝑣, < 𝑃𝑉𝑆𝑎𝑝1 Equação (11)
𝑃𝑎= 0,1704·[𝜌𝑝𝑜𝑟𝑜𝑠 · 𝑃𝑉𝑆𝑎𝑝1 - 𝜌𝑎𝑔.𝑚𝑖𝑠𝑡·( 𝑃𝑉𝑆𝑎𝑝1 - 𝑇𝐶𝑉) - 𝜌𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜·(𝑇𝐶𝑉 - 𝑝𝑟𝑜𝑓𝑣)]
para 𝑝𝑟𝑜𝑓𝑣< 𝑇𝐶𝑉 . Equação (12)
c) Em Tie Backs e Scab Liners cujo revestimento externo aos mesmos não seja canhoneado
ou disponha de disco de ruptura, deve ser considerada como condição inicial no mud
line a hidrostática do fluido original. Considera-se que da cabeça do poço até o topo do
83
cimento haverá fluido de perfuração cuja massa específica será igual ao de seu fluido
base. Finalmente, abaixo do TOC considerar o gradiente da água de mistura.
𝑃𝑎 = 𝑃𝑜+0,1704·𝜌𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜.𝑑𝑒𝑔·(𝑝𝑟𝑜𝑓𝑣-ML)
para ML< 𝑝𝑟𝑜𝑓𝑣 <𝑇𝐶𝑉 . Equação (13)
𝑃𝑎 = 𝑃𝑜+0,1704·[𝜌𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜.𝑑𝑒𝑔· (𝑇𝐶𝑉-ML)+ 𝜌𝑎𝑔.𝑚𝑖𝑠𝑡· (𝑝𝑟𝑜𝑓𝑣-TCv)]
para 𝑇𝐶𝑉 < 𝑝𝑟𝑜𝑓𝑣 < TL Equação (14)
Sendo 𝑃𝑜 a pressão exercida pelo fluido original na cabeça do poço.
Para revestimentos intermediários (cenários de Tie Back e Scab Liners) considera-se a
hidrostática original do fluido, desde que o tempo de instalação do revestimento subsequente
seja inferior ao tempo de decantação de sólidos.
Para viabilização de teste de formação em poços exploratórios, pode ser considerada
uma hidrostática de fluido de perfuração diferenciada nos cenários de Tie Back e Scab Liners,
desde que o teste ocorra em um intervalo de tempo inferior ao de decantação de sólidos;
TieBacks e Scab Liners cujo revestimento externo seja canhoneado, deve-se considerar como
back up de pressão interna um perfil de pressão que represente um evento de perda de fluido de
máximo peso previsto até o equilíbrio hidrostático com a pressão de poros na profundidade do
canhoneado. Finalmente, abaixo deste ponto deve-se adotar o gradiente do fluido degradado.
No trecho cimentado deve-se considerar a hidrostática da água de mistura.
5.2.3 Perfil de Pressão Externo para Dimensionamento ao Colapso
O perfil de pressão externo para dimensionamento ao colapso deve-se ser definido por
uma coluna de fluido de perfuração de máximo peso específico previsto em projeto.
𝑃𝑎 =0,1704·𝜌𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜·𝑝𝑟𝑜𝑓𝑣 Equação (15)
No caso dos revestimentos de superfície, deverá ser considerada uma coluna de água
salgada da superfície até a cabeça do poço e a partir daí, acrescentar a hidrostática da massa
específica do fluido de condicionamento (STA, SCOL, etc) em trecho revestido.
𝑃𝑎 =0,1704· [8,5·LDA + 𝜌𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜·𝑝𝑟𝑜𝑓𝑣] Equação (16)
84
O carregamento de cimentação induz cargas de colapso, em virtude das diferenças de
massas específicas dos fluidos envolvidos. Para sua avaliação, em todos os revestimentos,
considerar que a(s) massa(s) específica(s) da(s) pasta(s) utilizada(s) devem ser acrescida(s) de
1 lb/gal ao seu valor de projeto. Em zonas salinas deve-se considerar o perfil externo como
sendo a pressão equivalente à tensão de overburden.
Para carregamentos hidrostáticos considera-se neste caso somente a influência da
hidrostática dos fluidos (perfuração e packer fluid) e fluidos da formação.
5.2.4 Perfis Internos para Dimensionamento ao Colapso
O dimensionamento hidrostático ao colapso será realizado conforme os eventos de
ocorrência estabelecidos na Nortec N-2752 de acordo com a função desempenhada pela coluna
de revestimento.
5.2.5 Perda de Circulação
Nos casos em que houver perfuração da fase seguinte, deve-se considerar as definições
a seguir:
a) Quando não houver previsão de ocorrência de perda de circulação e/ou presença de
hidrocarbonetos na fase seguinte, o interior deve ser considerado até a superfície com
um fluido de massa específica definido como sendo água (8,5 lb/gal) ou peso de fluido
especificado no projeto, o que for menor:
𝑃𝑖 =0,1704· ρ· 𝑝𝑟𝑜𝑓𝑣, para 𝑝𝑟𝑜𝑓𝑣 < 𝑝𝑟𝑜𝑓𝑣𝑓𝑠 Equação (17)
b) Quando houver previsão de perda de circulação na fase seguinte e/ou presença de
hidrocarbonetos, o interior deve ser considerado vazio até uma profundidade definida
pelo equilíbrio hidrostático do fluido de perfuração de maior peso previsto em projeto
com a menor pressão prevista na fase:
𝑃𝑖 =0, para 𝑝𝑟𝑜𝑓𝑣,<Hv Equação (18)
𝑃𝑖 =0,1704·𝜌𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜· (𝑝𝑟𝑜𝑓𝑣,- Hv), para Hv < 𝑝𝑟𝑜𝑓𝑣,< 𝑝𝑟𝑜𝑓𝑣𝑓𝑠 Equação (19)
85
Sendo:
𝐻𝑉 = 𝑝𝑟𝑜𝑓𝑣𝑓𝑠 (𝜌𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜− 𝜌𝑜𝑟𝑜𝑠
𝜌𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜) Equação (20)
Vê-se que embora seja comum a previsão de perda máxima ocorrer ao final da fase
(𝑝𝑟𝑜𝑓𝑣𝑓𝑠), pode ser que ela ocorra a uma profundidade menor, numa zona depletada. Neste
caso, o dimensionamento deve ser regido considerando a profundidade e pressão da zona
depletada pois proporciona o maior HV. Em áreas cujas pressões de poros são desconhecidas e
em zonas salinas deve-se considerar a pressão de poros de 8,5 lb/gal.
5.2.6 Esvaziamento Total (Full Evacuation)
O revestimento deverá ser dimensionado para uma situação de esvaziamento total de
fluido nos seguintes cenários: Poços Produtores de Gás; Poços Injetores de Gás ou WAG (Water
Alternated Gas).
Para estes cenários de esvaziamento total, o revestimento deve ser considerado vazio
até a base dos canhoneados inferiores e daí para baixo, considerar o gradiente do fluido de
completação.
5.2.7 Esvaziamento Parcial (Partial Evacuation)
O esvaziamento parcial configura um carregamento de colapso mais brando quando
comparado com o esvaziamento total e possui cenários de aplicação específicos para os
revestimentos de produção incluindo suas variantes Tie Backs e Scab Liners. Esta consideração
torna possível a especificação de revestimentos de menor peso e grau de aço, podendo viabilizar
projetos, além de permitir uma seleção otimizada de materiais. Entretanto, para que este
benefício seja obtido, é necessário o conhecimento da maior profundidade de esvaziamento do
revestimento ao longo de toda sua vida produtiva. Esta profundidade deverá ser definida em
função do método de elevação artificial planejado, do fluido produzido, do packer fluid previsto
e da pressão de depleção do reservatório.
a) A pressão de depleção do reservatório deverá ser considerada para definição da
profundidade de esvaziamento do revestimento, considerando a hipótese de não
efetividade de vedação do packer de produção. Neste caso, o nível estático deverá ser
calculado supondo-se uma queda do nível do packer fluid até seu equilíbrio com a
pressão mínima prevista do reservatório ao longo de sua vida produtiva. Usando
86
algumas modificações nas equações 18,19 e 20, para este caso particular, chegaremos
às seguintes relações:
𝑃𝑖 =0, para 𝑝𝑟𝑜𝑓𝑣,< Hv Equação (21)
𝑃𝑖 =0,1704·𝜌𝑝𝑓· (𝑝𝑟𝑜𝑓𝑣 - Hv), para Hv < 𝑝𝑟𝑜𝑓𝑣 < 𝑝𝑟𝑜𝑓𝑧𝑑 Equação (22)
Sendo:
𝐻𝑉 = 𝑝𝑟𝑜𝑓𝑧𝑑 (𝜌𝑝𝑓− 𝜌𝑝𝑑𝑙′
𝜌𝑝𝑓) Equação (23)
b) Nas situações em que o método de elevação artificial for o bombeio centrífugo
submerso, o revestimento deverá ser considerado vazio da cabeça até a admissão da
bomba. Da admissão da bomba até a zona de drenagem, deverá ser considerada a massa
específica do hidrocarboneto produzido;
𝑃𝑖 =0, para 𝑝𝑟𝑜𝑓𝑣< Ha Equação (24)
𝑃𝑖 =0,1704·𝜌𝑝𝑓 · (𝑝𝑟𝑜𝑓𝑣-Ha)
para Ha< 𝑝𝑟𝑜𝑓𝑣 < 𝑝𝑟𝑜𝑓𝑧𝑑 Equação (25)
Onde Ha é a profundidade vertical da admissão da bomba em metros. Nos casos em que
haja backup de produção por gás lift, adotar Ha como sendo o maior valor entre o mandril mais
profundo e a admissão da bomba.
c) Nas situações em que o método de elevação artificial for o Gás Lift, o revestimento
deverá ser considerado vazio até a válvula operadora mais profunda planejada para a
vida produtiva do poço. Finalmente, da válvula até a zona de drenagem, deverá ser
considerado o peso específico do packer fluid.
𝑃𝑖 =0, para 𝑝𝑟𝑜𝑓𝑣<Ha Equação (26)
𝑃𝑖 =0,1704·𝜌𝑝𝑓· (𝑝𝑟𝑜𝑓𝑣- Ha)
para Ha < 𝑝𝑟𝑜𝑓𝑣 < 𝑝𝑟𝑜𝑓𝑧𝑑 Equação (27)
87
Onde Ha é a profundidade vertical do mandril mais profundo.
Os perfis de pressão descritos nas alíneas a, b e c, quando aplicáveis, deverão ser
comparados, adotando-se o carregamento de colapso que fornecer o menor fator de segurança.
Para os revestimentos de produção em poços injetores de água, deve ser adotado o perfil de
pressão obtido segundo o item de Perda de Circulação, alínea b.
Sobre a cimentação, no interior deve ser considerado preenchido com o fluido de deslocamento
da pasta de cimento.
• Above-below packer
Em poços exploratórios, durante um teste de formação (TFR), pode-se considerar um
perfil interno de pressão composto de duas regiões:
o Acima do packer - Considera-se a hidrostática do packer fluid, segundo a
equação seguinte:
𝑃𝑖 =0,1704·𝜌𝑝𝑓· 𝑝𝑟𝑜𝑓𝑣
para 0< 𝑝𝑟𝑜𝑓𝑣< 𝑝𝑟𝑜𝑓𝑣𝑝 Equação (28)
o Abaixo do packer – Considera-se esvaziamento total:
𝑃𝑖 = 0 para 𝑝𝑟𝑜𝑓𝑣𝑝 < 𝑝𝑟𝑜𝑓 < 𝑝𝑟𝑜𝑓𝑧𝑑 Equação (29)
5.2.8 Perfis Internos para Dimensionamento à Pressão Interna
O dimensionamento à pressão Interna será realizado conforme os eventos de ocorrência
estabelecidos na Nortec N-2752 (Norma interna da Petrobrás) que de acordo com a função
desempenhada pela coluna de revestimento. O Influxo de Fluido deve ser previsto no
dimensionamento à pressão interna dos revestimentos conforme as condições abaixo.
Cenários em que há a previsão de ocorrência de hidrocarbonetos na fase seguinte.A
Pressão Máxima Prevista na Cabeça do Poço para a fase será determinada pelo gradiente do
fluido invasor e pela interface de fluidos adotada. O gradiente do fluido invasor poderá ser
considerado a partir de análises PVT. Quanto à interface de fluidos, deverá ser adotado o
seguinte procedimento:
a) Poços em que Pressão Máxima Prevista na Cabeça do poço seja menor que 10.000
psi-Considerar a possibilidade de ocorrer um influxo de hidrocarboneto, admitindo-
se que no trecho revestido existam 2 fluidos em equilíbrio hidrostático em que: Na
88
parte superior, correspondente a 30% do trecho revestido, considerar o Fluido de
Perfuração de menor massa específica prevista para perfuração da fase seguinte; Na
parte inferior considerar hidrocarboneto ocupando no mínimo 70% da extensão
revestida.
𝑇𝑀𝐻𝐶= 0,3 ·[𝑃𝑚𝑠𝑎𝑝1 –ML]+ML Equação (30)
Sendo Pmsap1 a profundidade medida da sapata da fase anterior.
𝑃𝑃𝑉𝑠𝑎𝑝1 = 0,1704· 𝜌𝑓𝑟𝑎𝑡· 𝑃𝑃𝑉𝑠𝑎𝑝1 Equação (31)
𝑃𝑃𝑉𝑠𝑎𝑝1=0,1704·[𝜌𝑝𝑜𝑟𝑜𝑠·𝑝𝑟𝑜𝑓𝑣𝑓𝑠–𝜌𝐻𝐶·(𝑝𝑟𝑜𝑓𝑣𝑓𝑠–𝑃𝑃𝑉𝑠𝑎𝑝1)] Equação (32)
Utilizando o menor valor de PPvsap1 calculado acima, o perfil de pressão deverá ser
construído da seguinte maneira:
𝑃𝑖 = 𝑃𝑃𝑉𝑠𝑎𝑝1–0,1704·[𝜌𝐻𝐶·(𝑃𝑃𝑉𝑠𝑎𝑝1–𝑝𝑟𝑜𝑓𝑣)]
para𝑇𝐶𝐻𝐶< 𝑝𝑟𝑜𝑓𝑣< 𝑃𝑃𝑉𝑠𝑎𝑝1 Equação (33)
𝑃𝑖 = 𝑃𝑃𝑉𝑠𝑎𝑝1 – 0,1704·[𝜌𝐻𝐶·(𝑃𝑃𝑉𝑠𝑎𝑝1 – 𝑇𝐶𝐻𝐶)] – 𝜌𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜· (𝑇𝐻𝐶 – 𝑝𝑟𝑜𝑓𝑣)])
para 𝑝𝑟𝑜𝑓𝑣 < 𝑇𝐶𝐻𝐶 Equação (34)
b) Para os casos e que a Pressão máxima prevista na cabeça do poço seja maior que
10.000 psi, o topo do hidrocarboneto invasor (𝑇𝐶𝐻𝐶) deverá ser considerado na
cabeça do poço. A metodologia de construção do perfil de pressão interna será
semelhante ao caso anterior, devendo-se valer das Equações 27,28 e 29. Observa-se
que embora seja comum que a previsão de pressão máxima ocorra ao final da fase
(𝑝𝑟𝑜𝑓𝑣𝑓𝑠), pode ser que ela ocorra a uma profundidade menor, numa zona de alta
pressão. Neste caso o dimensionamento deve ser regido considerando a profundidade
e pressão da zona de alta pressão. Os cenários em que não há a previsão de
ocorrência de hidrocarbonetos na fase seguinte. São cenários geológicos onde não há
a previsão de ocorrência de hidrocarbonetos, considera-se a ocorrência de influxo de
água (8,5 lb/gal) no final da fase seguinte.
89
5.2.9 Teste de Pressão
O teste de pressão realiza-se em revestimentos com o objetivo de certifica-se da sua
capacidade de serviço. Por isso, o valor da pressão de teste deve ser igual à máxima pressão de
serviço definida pelas operações previstas na vida útil do poço. Utiliza-se como exemplos de
máxima pressão de serviço o aumento significativo da massa específica de fluido para
perfuração da fase seguinte, o acionamento de dispositivos, leak off test, estimulação, a partida
do poço por gás lift, a ciclagem de válvulas de teste e influxos com volumes definidos. Os
revestimentos não serão testados com valores relativos aos carregamentos de sobrevivência. No
caso de teste de BOP contra o revestimento, a pressão de teste não deve ser superior à referente
ao maior carregamento de serviço previsto.
5.2.10 Furo na Coluna de Produção (Tubing Leak)
Propõe-se na ocorrência de um furo na coluna de produção ou de teste, imediatamente
abaixo da cabeça do poço. Este furo comunicará a pressão do fluido produzido com o anular
compreendido pela coluna de produção ou teste com o revestimento de produção (anular) o que
compromete a integridade do poço dos CSBs. Observa-se que encontrar a localidade do furo é
a preocupação primaria podendo identificar-se pelos sensores do anular PDG (Sensor
Permanente de Fundo), TPT (Transmissor de pressão e temperatura) e TP (Pressão e
Temperatura). Logo que localizado, ações para prevenção de formação de hidrato devem ser
tomadas. Podem ocorrer por diversos motivos como corrosão proveniente de ataque químico
(Ex: H2S); falha em Check -valve; Vazamento do packer e descida do mandril de gás lift com
válvula inadequada. (Notas da autora)
90
Fonte: Apostila completação II, 2016
A pressão no furo localizado logo abaixo da cabeça do poço deverá ser calculada pela
seguinte equação:
𝑃𝑓𝑢𝑟𝑜= 0,1704·[𝜌𝑝𝑜𝑟𝑜𝑠·𝑝𝑟𝑜𝑓𝑧𝑑-𝜌𝐻𝐶·(𝑝𝑟𝑜𝑓𝑧𝑑–ML)] Equação (35)
ML – É a profundidade do Mud line em metros.
Finalmente, a pressão em um ponto qualquer localizado no anular A deverá ser calculada
pela seguinte equação:
𝑃𝑖 = 𝑃𝑓𝑢𝑟𝑜+ 0,1704·𝜌𝑝𝑓·𝑝𝑟𝑜𝑓𝑣 – ML)
para ML< 𝑝𝑟𝑜𝑓𝑣 < 𝑝𝑟𝑜𝑓𝑧𝑑 Equação (36)
Para o cálculo da variável 𝜌𝐻𝐶 podem ser utilizados os seguintes artifícios: Utiliza-se
análise de PVT (Liberação Flash) do fluido do reservatório utilizando aplicativo computacional
validado; e na ausência da informação do PVT, deverá ser considerada a massa específica do
hidrocarboneto.
Figura 24 - Exemplo de posicionamento dos sensores em poço offshore
91
5.2.11 Furo na Coluna de Injeção ou de Estimulação
Neste caso, sua natureza de ocorrência é semelhante ao Furo na Coluna de Produção,
entretanto este carregamento aplica-se em cenários de poços injetores e poços com previsão de
estimulação. Neste caso, o carregamento será função da máxima pressão de
bombeio/compressão na superfície, da massa específica do fluido no trecho compreendido entre
a superfície e a cabeça do poço e da massa específica do packer fluid.
5.2.12 Cálculo dos Carregamentos
Os carregamentos de pressão interna e colapso são definidos a partir dos perfis de
pressão descritos anteriormente. Para o carregamento de pressão interna, considerar o perfil
interno (𝑃𝑖) descrito no item dos perfis internos para dimensionar à pressão interna e perfil
externo (𝑃𝑎) do item de perfil de pressão externa para dimensionamento à pressão interna, de
acordo com a equação:
C = 𝑃𝑖 – 𝑃𝑎 Equação (37)
Para o carregamento de colapso, considerar o perfil interno (𝑃𝑖), já descrito, e perfil
externo (𝑃𝑎) do item de pressão externo para dimensionamento ao colapso, de acordo com a
equação:
C = 𝑃𝑎 – (1-2t/OD). 𝑃𝑖 Equação (38)
Onde t é a espessura de parede e OD é o diâmetro nominal do revestimento.
5.2.13 Dimensionamento aos Carregamentos Axiais
Antes da instalação os Carregamentos Axiais decorrentes dos esforços de instalação
devem ser avaliados tendo em vista os seguintes fatores:
a) Peso próprio da coluna;
b) Eficiência da conexão do revestimento;
c) Flutuação da coluna no fluido de perfuração;
d) Forças em virtude das variações de áreas das seções transversais dos tubos (no caso de
mais de uma seção);
e) Esforços de dobramento, considerando flambagem, trajetória direcional e limites das
conexões;
92
f) Atrito entre as paredes do poço e do revestimento;
g) Resistência ao Cisalhamento da luva quando considerado o peso da coluna sustentada
por elevadores do tipo Side Door.
Após a instalação os esforços axiais após a instalação do revestimento devem ser
avaliados considerando os seguintes aspectos:
a) Condição inicial de força axial do revestimento após a operação de cimentação,
proveniente da sobreposição do peso próprio e das forças de pressão agindo nos ombros
e sapata;
b) Variação de força axial em virtude da tendência de dilatação térmica dos revestimentos
com a produção para cada carregamento analisado;
c) Variação da força axial em virtude do efeito balão para cada carregamento analisado;
d) Variação da força axial em virtude do efeito pistão, agindo nos ombros não cimentados,
para cada carregamento analisado (no caso de mais de uma seção);
e) Correção da força axial com a flambagem nos carregamentos que levam a uma condição
de força efetiva negativa.
O Carregamento Triaxial de colapso ou pressão interna devem ser combinados com os
esforços axiais, mediante a tensão equivalente de Von Mises (Equação 26) para determinação
do estado triaxial de tensões.
𝜎𝑒𝑞 = √(𝐹 − 𝑃𝑖 𝐴𝑖 + 𝑃𝑎 𝐴𝑎
𝐴) + 3(𝑃𝑖 𝑃𝑎 )2(
𝐴𝑎
𝐴 )² Equação (39)
Sendo Pi e a Pa as pressões atuantes, respectivamente, no interior e anular do
revestimento; F a força axial; Ai a área interna correspondente ao ID; A a área externa
correspondente ao OD, 𝐴𝑎 a área da seção transversal.
Para a redução do limite de escoamento do aço pelo efeito da temperatura (Temperature
Deration) utiliza-se a monitorar o limite de escoamento pelo efeito térmico adotar o valor de
degradação fornecido pelo fabricante, ou na ausência deste, adotar uma degradação de 0,03%
do limite de escoamento do aço para cada °F superior ao valor de 68F°.O critério de aceitação
dependerá do nível de projeto considerado.
93
5.2.14 Conexões de Revestimentos, Colar de Estágio e Canhoneio para Recimentação
Para seleção de conexões deve-se ser feita conforme projeto utilizou-se a base o
preconizado pela N-2752. Que permitida a utilização de colar de estágio em revestimento de
produção caso o mesmo tenha sido homologado/qualificado como um elemento de barreira.
Veda-se a utilização de colares de estágio que apresentem restrições de selabilidade nos
revestimentos de produção, a menos que o trecho de aplicação do dispositivo seja empacotado
por barreiras de segurança ou ele esteja posicionado numa região de canhoneio de produção.
Caso exista necessidade de canhoneio do revestimento de produção para re-cimentação,
aconselha-se que o mesmo deve ser empacotado por barreiras de segurança.
Observa-se que quanto aos valores de fator de segurança devem ser calculados para cada
“trecho” da coluna, deve-se ser levado em consideração quantidade de conexões e
equipamentos que forem previstos em projetos. Vê-se assim o alto grau de complexidade para
se dimensionar uma COP/COI.
94
6.0 CONCLUSÕES E RECOMENDAÇÕES
A pesquisa demonstrou que os elementos tubulares são essenciais na indústria do
petróleo e gás, estando presentes desde a perfuração e completação de poços de exploração e
produção até transporte para refinarias e redes de distribuição levando hidrocarbonetos e gás
natural, tendo como principal função garantir a integridade do poço e conduzir os fluidos
produzidos.
Este trabalho ressaltou a importância de um bom planejamento para escolha assertiva
desses elementos tubulares, sejam para revestimentos ou coluna de produção. Buscou-se
demonstrar o dimensionamento de colunas de produção / injeção e revestimentos baseando-se
no cálculo de esforços e tensões atuantes em diversos cenários que ocorrem durante toda a vida
do poço, desde a sua construção até o seu abandono.
Observou-se também a importância de sempre se preservar o conjunto solidário de
barreiras de segurança, tendo o revestimento papel fundamental neste aspecto para garantir a
integridade estrutural e hidráulica do poço em toda sua vida produtiva.
Viu-se os tipos de fabricação com os possíveis tratamentos térmicos. Neste tópico vale
ressaltar que esta escolha deve ser bem calculada pois ao modificar a estrutura original do aço
em busca de uma dada qualidade pode-se piorar outros aspectos do mesmo. Devendo-se levar
em conta os quesitos com maior prioridade, ou seja, as qualidades prioritárias para este aço
descritos em projeto para realizar estes tratamentos térmicos.
A escolha assertiva do aço pela metalurgia também deve ser bem descrita, observa-se
que o futuro sejam cenários cada vez mais hostis sendo está uma área que tem destaque na
busca por tecnologias que atendam esta demanda crescente.
Engenheiros especializados em corrosão são uma demanda em ascensão, neste trabalho
procurou-se nos casos extremos e mais frequentes na indústria do Petróleo e gás. Porém é uma
ciência à parte, que para maiores esforços merece um estudo separado e totalmente dedicado
ao tema, o objetivo deste foi mostrar uma breve elucidação de um problema vasto
principalmente quando tratamos de um cenário cada vez mais comum como o com os gases
ácidos CO2 e H2S, elucidou-se a importância da observação da pressão parcial para contribuição
significativa no aumento da taxa de corrosão com algumas soluções que se utilizam no dia a
dia.
Outro ponto importante são as conexões já que, são responsáveis por mais de 90% das
falhas e os custos das conexões podem representar de 10% a 50% dos gastos com produtos
tubulares. Observou-se seus tipos e principais características para escolha que garanta a
segurança e produção do poço de petróleo. Atestando-se que as conexões não API, ou premium,
95
possuem vedação metal-metal, enquanto nas conexões API, a vedação é provida ela graxa
colocada no momento da conexão.
Os critérios de projeto para revestimento devem ser bem descritos vendo-se que
revestimentos de poços de petróleo apresentam diversas funções. Estes são responsáveis por
prevenir o colapso e fraturamento de parede do poço acima da sapata e isolar determinadas
formações como forma a evitar contaminação tanto do ambiente (zonas de aqüífero) quanto do
poço. Também atuam em conjunto com o BOP permitindo o controle seguro do poço e
funcionam como canal para o escoamento dos fluidos de perfuração retornando a superfície.
Concluiu-se que o estudo de análise de esforços de modo geral está ligado ao cálculo
quanto à tração, à pressão interna e ao colapso. As colunas de revestimento em poços de
petróleo estão sempre sujeitas a um estado combinado de tensões, seja de tração ou compressão
com pressão interna ou externa tal que representa a situação física mais próxima da realidade.
Isto é chamado de estado combinado de esforços triaxial em que foram demonstradas as
equações para dados esforços ao qual este pode ser submetido.
Elucidou-se ainda sobre o problema que se torna cada vez mais comum o aumento de
pressão anular com profundidades cada vez maiores, oriundo do aumento de temperatura do
sistema, podendo-se atingir níveis críticos, ultrapassando a resistência mecânica do tubo de
produção ou dos revestimentos. Estudos nesta área estão em desenvolvimento a fim de garantir
a integridade do poço.
Sobre a COP/COI, demonstrou-se ser um dos mais desafiadores critérios para projetar-
se, pois apesar de desempenhar uma tarefa relativamente simples de ser o canal de escoamento
fornece controle do fluido produzido e facilita a reentrada no poço para as operações com
unidade de arame ou de circulação, seu dimensionamento leva em conta múltiplos fatores que
a alteram ao longo de sua vida útil, baseando-se este estudo em diversas ISOs descritas na
bibliografia e na norma N-2752 (Petrobras). Por isso são comumente utilizados simuladores
computacionais comerciais como: aplicativos da Landmark, StressCheck e WellCat para se
prever, além de seu projeto, futuras condições adversas que ela estará suscetível de ocorrer.
trazendo alto grau de complexidade ao projeto, como no caso da previsão de seu fator de
segurança que deve ser calculado para cada trecho de coluna, levando em conta seus
equipamentos utilizados e futuros, com suas conexões. Dadas estas condições buscou-se
demonstrar os cenários usuais para tal operação.
Vê-se que este é um assunto que ainda deve ser muito discutido, tendo em vista que as
adversidades, principalmente do cenário offshore, vêm crescendo na mesma medida em que
96
novos campos são descobertos. Como dito no início deste trabalho a era do petróleo fácil acabou
e seu futuro visa cenários cada vez mais desafiadores em maiores profundidades.
A Ciência dos Materiais promete revolucionar a indústria nos próximos anos com o
desenvolvimento de novas ligas, como já vem feito no desenvolvimento nos aços Duplex e
Super-Duplex. No âmbito da Ciência dos Materiais destaca-se a nanotecnologia, que pauta o
futuro da metalurgia como um todo, incluindo toda gama de elementos tubulares e hidráulicos.
Há estudos e pesquisas em desenvolvimento de materiais em nível atômico ou molecular, em
uma escala de 1 a 100 nm; para a criação e uso de estruturas, dispositivos e sistemas que
apresentem novas funções e nanotecnologia com propriedades devido às suas dimensões
reduzidas; Habilidade de controle e manipulação dessas estruturas. Sendo estas estruturas
cilíndricas formadas por uma ou mais camadas de carbono com as características de ser cinco
vezes mais forte que o aço; leves e flexíveis; capacidade de armazenamento de hidrogênio;
nanotecnologia na construção civil; condutores elétricos ou semicondutores.
Acredita-se que com estudos direcionados para esta área irá se obter materiais com
maior efetividade a problemas já pesquisados a anos na indústria como a corrosão, e para área
de petróleo e gás, materiais que impeçam a deposição de hidrato e parafina em seus dutos. Tudo
isso ainda está em fase de estudos por ser uma área nova, muito ainda são metas para avanço
desta tecnologia de mercado.
O trabalho desenvolvido permitiu incentivo à leitura e a escrita, além do aprimoramento
do conhecimento adquirido em sala de aula e em análises bibliográficas, no aspecto da
possibilidade da construção do próprio conhecimento por parte dos estudantes diante do tema
escolhido, ou seja, favorecendo uma característica crítica, que é importante para a formação de
qualquer profissional. O objetivo que deverá ser alcançado é servir de fonte de pesquisas aos
interessados no estudo de elementos tubulares e hidráulicos em poços de petróleo e futuros
profissionais dessa área.
97
7.0 REFERÊNCIAS BIBLIOGRÁFICAS
ALMEIDA, T. A. Raphaella, Estudo de gestão de mudanças em plataformas offshore para
prevenção de acidentes. Trabalho de Conclusão de Curso apresentado ao Curso de Engenharia
de Petróleo UFF, Niterói, Rio de Janeiro, 2017.
ANP. Agência Nacional de Petróleo. Disponível em: <http://www.anp.gov.br/exploracao-e-
producao-de-oleo-e-gas/seguranca-operacional-e-meio-ambiente/resolucoes-notificacoes-
procedimentos-e-orientacoes/sistema-de-gerenciamento-da-integridade-de-pocos-
sgip>Acessado em 18 de outubro de 2018.
AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE. API Bulletin 5C2. Bulletin on performance
properties of casing, tubing, and drill pipe,2018.
______. API Bulletin 5C3. Bulletin on formulas and calculations for casing, tubing, drill
pipe and line pipe properties,1994.
ARMENDRO, N. Bruno; RIBEIRO, P. M. Felipe; FIORI, P. A. Marco. Tubos com e sem
costura: breve histórico e principais processos produtivos. Trabalho da disciplina
Transformação mecânica I, apresentado ao curso de Engenharia Metalurgia e de Materiais da
Escola Politécnica da Universidade de São Paulo, São Paulo, 2011.
AZEVEDO, Matheus de Medeiros. Análise comparativa de integridade de poços etre o
regulamento técnico SGIP e a Norsok Standard D-010. Trabalho de conclusão de curso
apresentado ao Curso de Engenharia de Petróleo da Universidade Federal do Rio Grande do
Norte - UFRN. Natal, 2016.
BARCELOS, Johann Goethe A. Modelagem matemática do aumento de pressão nos
anulares (APB) em poços de petróleo. UFSC, Agosto, 2017.
BERNT, S. A. Modern well desing. 2ed. CRC Press. Slavanger, Norway, University of
Slavanger, 2010.
BITTENCOURT, T. N.; SOUZA, R. A. Introdução à segurança das estruturas. São Paulo,
SP. Faculdade de Engenharia de São Paulo – Laboratório de Estruturas e Materiais Estruturais,
2015.
BRONDEL, Denis; EDWARDS, Randy; HAYMAN, Andrew; HILL, Donald; MEHTA,
Sheekant; SEMERAD, Tony. Corrosion in the oil industry. Schlumberger, 1994.
CAMPOS marginais. Disponível em:
<http://camposmarginais.blogspot.com.br/2012/05/completacao-fases-de-uma-completacao.html> Acessado em: 10 de maio de 2018.
CEGLIAS, B. Rodrigo. Análise de tensão residual em tubo de aço API 5l x70. Dissertação
de Mestrado apresentada ao curso de Mestrado em Ciência dos Materiais do Instituto Militar
de Engenharia Rio de Janeiro, 2012.
98
CHIPAVELA, Francisco Ariana, Análise e discussão das operações de perfuração e
completação em poços petrolíferos. Trabalho de Mestrado apresentado ao Curso de
Engenharia Geológica e de Minas. Juiz de Fora, 2013.
CONNECTION. Disponível em: <http://www.connection-mag.com/?p=1726> Acessado em
14 de outubro 2018.
CORREIA, J.P.A.; SANTOS, J.P.L. Avaliação numérica da integridade estrutural de
revestimento de poços de petróleo em zonas de alta pressão e alta temperatura e áreas de
rochas salinas. UFA, março, 2017.
FERMAC. Informativo sobre os tratamentos térmicos da empresa, 2012.
FERREIRA, Gabriel Pimentel. Práticas de projeto em revestimento e cimentação para
poços submetidos a injeção de vapor. Trabalho de conclusão de curso apresentado ao Curso
de Engenharia de Petróleo da Universidade Federal do Rio grande do Norte- UFRN. Natal,
2015.
FRAUCHES-SANTOS, C.; ALBUQUERQUE, M. A.; OLIVEIRA, M. C. C.; ECHEVARRIA,
A. A corrosão e os agentes anticorrosivos. UFF, Niterói, RJ, 2013.
GHINDUCTION. Disponível em: <http://www.ghinduction.com/industry/tratamento-
termico/?lang=pt-br> Acessado em: 02 de setembro de 2018.
GOMES, Ulisses Rocha. Otimização do processo de laminação a frio através de
planejamentos de experimentos. Trabalho de Mestrado curso apresentado ao Programa de
Pós-Graduação em Engenharia Industrial da Pontifícia Universidade Católica do Rio de
Janeiro. PUC-Rio, 2007.
GUILHERME, Paulo. Notas de aula da disciplina de perfuração II. Apostila. Rio de Janeiro:
Universidade Veiga de Almeida. Rio de Janeiro, RJ, 2016.
GUIMARÃES, Yuri; MONTEIRO, S. Erly; SANTOS, L. Jaíne. Revestimentos e cimentação
de poços de petróleo. Artigo da II COMPETRO. Tiradentes, Minas Gerais, 2016.
ISO 11960 (API Spec 5CT).
ISO 13679. Petroleum and natural gas industries: procedures for testing casing and tubing
connections.
ISO 16530-1. Petroleum and natural gas industries: well integrity.
JFE STEEL CORPORATION. Catálogo. OCTG Produtos Tubulares Petrolíferos, 2013.
LOPES, F. Nathália. Corrosão de aços utilizados na indústria do petróleo por CO² sob
pressão, temperatura e meio corrosivo similar ao encontrado em reservatórios do pré-sal.
Tese de Doutorado Engenharia e Tecnologia de Materiais PUCRS e no IST. Porto Alegre, Rio
Grande do Sul, 2017.
99
MATHIAS, Victor Machado. Coluna de perfuração em poços de petróleo. Trabalho de
conclusão de curso apresentado ao Curso de Engenharia de Petróleo da Universidade Federal
do Rio Grande do Norte - UFRN. Natal, 2016.
MARTINS, G. A.; PINTO, R. L. Manual para a elaboração de trabalhos acadêmicos. São
Paulo: Atlas, 2001.
MARTINS M. Mariana. Comparação de estratégias de construção de poços marítimos
incorporando incertezas. Dissertação de Mestrado. PUC-Rio, 2014.
MITCHELL, R. F.; MISKA, S. Z. Fundamentals of drilling engineering. Richardson Society
of Petroleum Engineers, 2011.
MOURA, Jéssyca S.; SILVA, Mickael D. F. da; MIRANDA, Pedro P. O. P. de; FERRO,
Thainara P. S.; SILVA, Jaceguai S. da; SILVA, Givanildo S. da. Corrosão: colunas de
perfuração de poços de petróleo. UNIT, 2015.
NBR 6215. Produtos siderúrgicos: terminologia. Maio, 2011.
NORMAS PETROBRAS disponível em :< https://arenatecnica.com/pt/normas-
tecnicas/petrobras_n-2752>, acessado em 05 de novembro de 2018.
OLIVEIRA, J. J. M. de; ZOGHBI FILHO, J. R. B. O Pré-sal brasileiro e o problema da corrosão
por CO2. Revista da Pós-Graduação da Faculdade do Centro Leste. Pós-Graduação em
Engenharia de Petróleo & Gás Natural. 29 November 2016.
PERESTRELO, Carla. Apostila de completação em poços petrolíferos. Curso Técnico
Lisboa, 2014.
PINTO, Gustavo P.V. Henrique. Metodologia para avaliação de cinemática de práticas
gasosas em fluidos de viscosidade com o tempo e a sua construção de poços de petróleo.
Trabalho de Doutorado curso apresentado ao Programa de pós-Graduação em Ciência e
Engenharia de Petróleo da Universidade Federal do Rio grande do Norte - UFRN. Natal, 2012.
PORCARO, Rodrigo R. Avaliação de parâmetros geométricos no desempenho de conexões
do tipo rosca-luva em tubos para revestimento de poços de petróleo: análise de elementos
finitos. REDEMAT, novembro, 2014.
PORTAL metálica. Disponível em: <http://www.metalica.com.br/tubulacao-industrial>
Acessado em: 05 de maio de 2018.
POTTMAIER, D.; MELO, C. R.; SARTOR, M. N.; KUESTER, S.; AMADIO, T. M.;
FERNANDES, C. A. H.; MARINHA, D.; ALARCON, O. E. The Brazillian energy matrix:
from a materials science and engineering pespective. Renewable and Sustainable Energy
Reviews. Vol. 19, p. 678-691, 2013.
RADESPIEL, Eduardo. Notas de aula da disciplina completação I. Apostila. Rio de Janeiro:
Universidade Veiga de Almeida. Rio de Janeiro, RJ, 2014.
100
RESENDE, Matheus T. de; OLIVEIRA, Tiê M. Simulação dinâmica do processo gás lift em
scilab. Trabalho de conclusão de curso apresentado ao Curso de Engenharia de Petróleo. UFF,
Niterói, Rio de Janeiro, 2016.
ROCHA, L. A. S.; AZEVEDO, C. T. de. Projetos de poços de petróleo: geopressões e
assentamento de colunas de revestimentos. 2ed. Rio de Janeiro: Ed. Interciência, 2009.
SANITÁ, W.R.V.; CRESPO, G.S.; GREGOLIN, R.F.; FERREIRA, R. L.; VENTRELLA,
V.A.; PICON, C.A.; TREMILIOSI FILHO, G., Análise comparativa entre aços ASTM A995
GR 3A (duplex) e GR 5A (super duplex), em relação à resistência à corrosão em meios
ácido, básico e salino. CBECIMAT - Congresso Brasileiro de Engenharia e Ciência dos
Materiais. Cuiabá, MT. Novembro, 2014.
SANTOS, J.A.F. Apostila do curso de Corrosão 2. Dequi. CEFET/MG Belo Horizonte, 2013.
SANTOS, L. Jaíne; MONTEIRO, S. Erly; GUIMARÃES, Yuri. Revestimento e cimentação
de poços de petróleo. Artigo da II CONEPETRO, 2016.
SANTOS, W.S. Iramina. Engenharia de Perfuração. Apostila. Escola Politécnica de São
Paulo. Outubro, 2016.
SENAI. Programa de certificação operacional. Apostila. CST/SENAI, 2014.
TENARIS. Disponível em: <http://www.tenaris.com/pt-
br/products/offshorelinepipe/solidcracladandlinepipes.aspx> Acessado em: 12 de outubro de
2018.
________. Disponível em: <http://www.tenaris.com/pt-
br/products/octg/steelgrades/corrosionresistantalloys.aspx> Acessado em: 12 de outubro de
2018.
THOMAS, José Eduardo. Fundamentos de engenharia de petróleo. Rio de Janeiro:
Interciência, 2001.
TRENTINI, M.; PAIM, L. Pesquisa em enfermagem. Uma modalidade convergente-
assistencial. Florianópolis: Editora da UFSC, 1999.
UDAYA B. S., PILKO, R. M.; GONZALEZ, R. A.; PAI, R. M.; SACHDEVA, P.;
SURYANARAYANA, P. V. Design and performance of annular-pressure-buildup
mitigation techniques. SPE. Setembro, 2017.
VEDRAMIM, João Carmo. Apostila de tratamento térmico de materiais. São Paulo, 2004.
https://www.cimm.com.br/portal/verbetes/exibir/332-sistemas-de-classificacao-dos-acos.
Acessado em: 16 de setembro de 2018.
https://www.halliburton.com/en-US/ps/cementing/deep-water-cementing/annular-pressure-
buildup.html. Acessado em: 18 de outubro de 2018.
https://arenatecnica.com/pt/normas-tecnicas/petrobras_n-2752. Acessado em: 05 de novembro
de 2018.
101
http://www.krp.com.br/v1/saiba-como-funciona-o-processo-de-fabricacao-de-tubos-
industriais/. Acessado em :05 de novembro de 2018.
http://wwwo.metalica.com.br/nanotecnologia-na-construcao-civil. Acessado em: 05 de
novembro de 2018.
https://sites.google.com/site/scientiaestpotentiaplus/corrosao/corrosao-por-pites. Acessado em:
20 de novembro de 2018.