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IBP1164_12 DESENVOLVIMENTO DE UMA UNIDADE PARA MONITORAMENTO E CONTROLE DE KICKS Milthon S. Silva1, Ivaldo M. Ferreira 2, Levi P. B. de Oliveira3, Bruno B. Anunciação4
Copyright 2012, Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis - IBP Este Trabalho Técnico foi preparado para apresentação na Rio Oil & Gas Expo and Conference 2012, realizado no período de 17 a 20 de setembro de 2012, no Rio de Janeiro. Este Trabalho Técnico foi selecionado para apresentação pelo Comitê Técnico do evento, seguindo as informações contidas no trabalho completo submetido pelo(s) autor(es). Os organizadores não irão traduzir ou corr igir os textos recebidos. O material conforme, apresentado, não necessariamente reflete as opiniões do Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis, Sócios e Representantes. É de conhecimento e aprovação do(s) autor(es) que este Trabalho Técnico seja publicado nos Anais da Rio Oil & Gas Expo and Conference 2012.
Resumo O sistema de monitoramento de kick (SMCK) é um software de ponta que integra o monitoramento operacional e visual em poços petrolíferos, utilizando energia limpa e tecnologia de transmissão de dados wireless. As informações são armazenadas através de aquisitores de dados importado. É interativo com o usuário direto e permite a realização de operações com maior segurança e controle por parte do operador. Com esse sistema, pode-se armazenar e visualizar em tempo real, em qualquer lugar do mundo, imagens online de câmeras instaladas por toda a locação e vários parâmetros de operação. O SMCK disponibiliza um conjunto de informações acerca das operações executadas na sonda sendo possível promover uma intervenção operacional segura e integrada com a manutenção preditiva.
Abstract The well monitoring and kick detection system (SMCK) is an advanced software that integrates the visual and operational monitoring in oil wells, using clean energy and wireless data transmission technology. The data is stored through a data logger from imported data. It is interactive with the direct user and allows the execution of operations with greater safety and control by the operator. With this system, it is possible to store and display online, anytime, anywhere, the images of cameras installed through the site and several operating parameters. The SMCK provides a range of information about the operations performed on the drilling rig and operational intervention can promote a safe and integrated with predictive maintenance.
1. Introdução Durante o processo de perfuração de poços de petróleo On-shore e Off-shore, algumas situações imprevistas podem ocorrer gerando perdas muitas vezes incalculáveis, tais como: tempo, equipamentos ou vidas. Um dos imprevistos mais perigosos é o influxo de fluidos da formação, seja de óleo, água ou gás, que produzem dois fenômenos: 1. O Kick que é a invasão indesejável e descontrolada de fluidos da formação do poço que esta sendo perfurado, e que acontece quando se perde a primeira barreira de segurança que é constituída pela pressão hidrostática do fluido no poço. 2. O Blowout que é a invasão contínua e descontrolada de fluidos da formação do poço, que sucede quando se perde o controle da segunda barreira de segurança constituída pelo ESCP “Equipamentos do sistema de Segurança de Cabeça de Poço”. A segurança do poço tem como objetivo prevenir, detectar e controlar o kick e lidar com as consequências do seu descontrole. Por este motivo, o controle do poço é um tema muito importante na exploração de óleo e gás, por envolver preocupações econômicas e riscos ambientais e de vidas humanas. Durante o processo de perfuração, é muito importante o conhecimento das pressões das formações, pois permite perfurar o poço com taxa de penetração mais alta e determinar a profundidade de assentamento das sapatas dos revestimentos com segurança e economia. Existem alguns procedimentos que são utilizados para evitar o fluxo de hidrocarbonetos das formações para os poços durante a perfuração e métodos utilizados para combater o esse possível influxo. Segundo Aird (2009), tais procedimentos são separados em três níveis: 1. Controle Primário que é feito através da ação da pressão hidrostática do
______________________________ 1 PHD, Professor Adjunto – UNIVERSIDADE FEDERAL DE SERGIPE 2 Engenheiro Mecânico – WELLCON TREINAMENTO E CONSULTORIA LTDA 3 PHD, Professor Adjunto – UNIVERSIDADE FEDERAL DE SERGIPE 4 Graduando em Engenheira Elétrica – UNIVERSIDADE FEDERAL DE SERGIPE
Rio Oil & Gas Expo and Conference 2012 fluido de perfuração sobre a rocha mantendo a mesma superior a pressão existente nos poros da rocha a ser perfurada; 2. Controle Secundário que é feito através de um conjunto de equipamentos de segurança que entram em ação quando o controle primário falha. Nesta etapa, o que se quer é evitar o blowout, pois o kick já ocorreu; 3. Controle Terciário que entra em ação caso o controle do poço a nível secundário não possa ser mantido, um blowout irá ocorrer e o controle da formação só poderá ser conseguido através de medidas especiais. Este trabalho se destina a explicar o que é controle de poço, suas principais causas e o sistema de monitoramento de controle de kicks (SMCK).
2. Causas de Kicks Um kick pode ocorrer a qualquer momento, desde que a pressão do fluído da formação seja maior que a pressão exercida pela lama contra esta formação, pois só nesta situação o fluido da formação entra no poço. A pressão hidrostática exercida pelo fluido de perfuração é dada pela equação: Ph = 0,17. . H
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Ph = pressão hidrostática do fluido em psi; = massa específica do fluido em lb/gal; H = profundidade vertical ou altura da coluna de fluido em metros.
Figura 1. Pressões atuante no fundo do poço. Na condição normal de operação, deve-se ter Ph > Pf. Portanto quando a pressão Ph se torna menor que a pressão da formação (Pf), o fluido da formação entra no poço e isso ocorre nos seguintes casos: 2.1 Aumento da Pressão da Formação A pressão da formação pode aumentar em função da geologia da área, onde o poço está sendo perfurado. Os poços são perfurados em áreas onde haja armadilhas (traps) ou estruturas geológicas que possam conter óleo e gás. As mesmas estruturas e processos que propiciam a presença de hidrocarbonetos são também as causadoras de altas pressões. Assim, não se deve constituir em surpresa quando pressões altas ou "anormais" são encontradas durante perfuração de poços. A pressão da formação pode aumentar em função de diferentes condições geológicas diferentes, como: falhas geológicas, grandes estruturas, camadas espessas de folhelhos, formações espessas de sal, arenitos intercomunicáveis. 2.2 Redução da Pressão Hidrostática da Lama Analisando-se a Equação (1), essa redução de pressão ocorre quando: 2.2.1 Diminuição de “H” Perda Total de Circulação A perda de circulação total faz com que a altura de lama (H) no poço caia, diminuindo consequentemente a pressão hidrostática da lama. Quando isto ocorre, e o nível de lama no poço diminui seguido de uma recuperação desse nível, é porque o poço começa a produzir. 2
Rio Oil & Gas Expo and Conference 2012 Não Completar o Poço Devidamente Durante as Manobras Os kicks que ocorrem durante as operações de manobra podem ser consequência da redução de pressão hidrostática da lama, devido à redução da altura (H), causada pela falta de enchimento do poço com o volume de lama correspondente ao volume de aço retirado. Além disso, durante a retirada da coluna, ocorrerá uma redução adicional na pressão de fundo devido ao pistoneio hidráulico (swabbing). Estas são as principais causas da ocorrência de kicks durante as manobras. Toda ênfase deve ser dada para o fato de que durante as manobras, para efeito prático, é como se o peso da lama tivesse sido reduzido em função do pistoneio e a pressão hidrostática é reduzida devido à perda de nível da lama no poço. Para se evitar um kick durante a manobra, o poço deve ser preenchido com um volume de lama equivalente ao volume de aço que é retirado do poço, além dos cuidados para evitar o pistoneio. 2.2.2. Diminuição de “” Corte De Lama Por Gás Quando o fluido de perfuração é contaminado por um fluido da formação, ocorre corte da lama. Isto ocasionará uma diminuição da sua massa específica. Como consequência desta redução um kick pode ocorrer. A situação mais crítica é quando este corte é feito por gás em virtude da expansão do mesmo quando chega à superfície, causando uma redução da massa específica do fluido e uma consequente diminuição na pressão hidrostática que pode provocar um influxo. Quando a quantidade de gás é pequena registrada apenas pelo detentor de gás, em unidade de gás (UG), não causará uma diminuição significativa na massa específica do fluido de perfuração. Quando a quantidade de gás é suficiente para promover o corte, embora se tenha uma massa específica do fluido que retorna do poço muito reduzida, a pressão hidrostática do poço não reduzirá significativamente, visto que a maior expansão do gás ocorre quando o mesmo chega à superfície. A razão disto deve-se ao fato do gás ser compressível. A hidrostática do fluido acima do gás evita que o gás se expanda muito rapidamente. Se o volume de gás no fluido é pequeno, mas suficiente para provocar um corte, a redução da pressão no fundo do poço será pequena. A redução da pressão a uma determinada profundidade, devido ao corte do fluido por gás, pode ser estimada pela seguinte equação: (
)
(2) (3)
ρm = massa específica do fluido na entrada (lb/gal); ρmc = massa específica do fluído no retorno (lb/gal); ρeq = massa específica equivalente do fluido (lb/gal); D = profundidade vertical do poço em metros (m); ΔP = decréscimo da pressão na profundidade considerada; Ph = pressão hidrostática na profundidade considerada em (psia). Contaminação por Água ou Óleo A contaminação da lama por esses fluidos também causará uma redução na sua massa específica, o que poderá levar a um influxo se formações permeáveis forem atingidas. Assim, sua detecção na superfície torna-se muito importante. 2.3 Cimentação Inadequada No início da pega do cimento, forma-se uma estrutura autossustentável que faz com que a hidrostática da pasta se reduza à hidrostática da água de mistura, enquanto ainda existe permeabilidade ao gás. Isto pode causar um kick. Para evitar esse problema pode-se: Minimizar a altura da pasta; Manter o anular pressurizado; Usar sais para aumentar a densidade da água misturada Usar pastas com tempos de pega diferenciados; Aumentar o peso da lama antes da cimentação; Usar pastas com aditivos bloqueadores de gás; Utilizar ECP – External Casing Packer
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3. Sistema de Segurança de Poço É o conjunto de equipamentos que têm a finalidade de promover o controle do poço, quando o controle primário é perdido. É constituído dos Equipamentos de Segurança de Cabeça de Poço (ESCP) e de equipamentos complementares que permitem o fechamento e controle do poço. Os principais elementos que fazem a segurança são: Cabeça de Poço: constituída por equipamentos que permitem a ancoragem e vedação das colunas de revestimento na superfície; Conjunto de Preventores BOP – Blowout Preventers: O mais importante de todos, é formado por um conjunto de válvulas que permite o fechamento do poço;
Figura 2. Arranjo típico de um conjunto BOP.
Válvulas Laterais; Linhas de Matar; Linhas de Estrangulamento; Conjunto de válvulas de estrangulamento; Desgaseificadores; Válvulas de coluna; Tanque de manobra: durante a retirada da coluna é utilizado no momento das manobras no poço para mantê-lo cheio.
Durante a perfuração, a segurança do poço é feita por um sistema monitor de perfuração, que é constituído pelos equipamentos que permitem o controle da perfuração, principalmente pela instrumentação. Este sistema calcula, através de sinais provenientes de um codificador, diversas variáveis essenciais à operação, como: profundidade, taxa de perfuração, giro da broca, esforço de compensação (pull-down), ângulo de perfuração e previsão de término. Esses dados são armazenados e podem ser transferidos para um computador, gerando relatórios conforme solicitação. Alguns instrumentos destinam-se a medir e registrar especificamente parâmetros como: peso da coluna, peso sobre a broca, torque na coluna etc. Os instrumentos relativos aos equipamentos do sistema de elevação de carga são:
Indicador de peso; Torquímetro; Limitador de curso da Catarina; Registrador de perfuração; Âncora; Manômetros; Sondador automático; Limitador de potência (sondas a diesel).
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Figura 3. Sistema de monitoramento de perfuração - painel do sondador.
4. Sistema Integrado de Monitoramento O Sistema Integrado de Monitoramento – SIM – desenvolvido pela Wellcon Treinamento e Consultoria Ltda. é um software em que se analisa e avaliam-se informações do processo de operação em sondas de petróleo. O sistema é basicamente formado por um conjunto de sensores (vazão, tração, gás, pressão, torque, profundidade, temperatura, velocidade, nível e altura), que ficam integrados ao sistema supervisório através de uma rede Wireless que utiliza o protocolo ZIGBEE. Alguns dos sensores utilizados na Wellcon são transdutores de pressão que são utilizados para mensurar as variáveis de pressão de bombeio, na linha de choke e de kill, no tubo da bengala, na medição do torque da coluna, torque da chave hidráulica e do peso da coluna. Tais transdutores de pressão possuem faixas de medição de 0-250 BAR (0-3600 PSI), 0-400 BAR (0-5800 PSI) e 0-600 BAR (0-8700 PSI), todos com sinal de saída em corrente 4-20 mA e alimentação de 10-30 Vdc. Sensores Indutivos são utilizados na medição das velocidades das bombas de lama, da mesa rotativa de perfuração e para a medição do deslocamento do cabo na operação de pistoneio, do tipo PNP, alimentação de 10-30 Vdc e frequências de chaveamento máximas de 300 Hz e de 2000 Hz. O monitoramento de nível de tanques efeito através sensores operacionais tipo radar. Estas variáveis são mensuradas e exibidas em telas do sistema de controle. Além de painéis que representam o console do sondador, da operação BOP e dos chokes, o sistema também apresenta telas em dois monitores independentes que mostram as operações com figuras do poço e gráficos dos dados integrados (Silva et al., 2011). O SIM possui uma interface homem-máquina – IHM – com os operadores (Figura 4), encarregados, fiscais e engenheiros da sonda. Ele monitora e armazena diversas variáveis operacionais e possui diferentes telas de interface, tais como, tela do sondador, Geolograph tradicional (tela que disponibiliza os dados coletados para serem analisados em tempo real, possibilitando a verificação de tendências das funções monitoradas) e tela de análise gráfica, conforme a Figura 5.
Figura 4. Interface homem-máquina 5
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(a) Tela do sondador
(c) Tela de análise de dados
(b) Geolograph
(d) Tela de alarmes Figura 5. Sistema supervisório do SIM.
O objetivo é o permitir o controle operacional, através das informações (Figura 5.a) disponibilizadas para o sondador com gráfico e interface. O sistema permite que o sondador trabalhe com maior segurança para tomar decisões mais confiantes. As telas do geolograph e da análise de dados (Figura 5.b e Figura 5.c) são visualizadas no computador localizado no trailer do encarregado para análise e interpretação relatórios. Nesta, os valores podem ser agrupados três a três para facilitar a análise das operações, naquela, os dados são disponibilizados em tempo real para serem analisados. A tela do geolograph possibilita a verificação de tendências das funções monitoradas, permitindo que o operador estude, interprete e tome decisões rápidas (Silva et al., 2011). Os alarmes são configurados com valores de alto e baixo alarme para as variáveis operacionais de monitoramento. O segundo monitor basicamente exibe a condição de controle dos chokes (Figura 6), e também pode exibir telas para controle do poço ou das operações em curso, é responsável para as operações de Controle, geralmente operada pelo supervisor.
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Figura 6. Tela principal do segundo monitor. No programa, os módulos do supervisório do SIM são configurados em um módulo ethernet específico, em que são inseridos os endereços de IP de cada módulo de aquisição e das câmeras wireless individualmente.
Figura 7. Tela de Configuração do Sistema supervisório.
5. Funcionamento em Campo Uma vez configurado o sistema supervisório, o mesmo encontra-se pronto para o funcionamento. Este sistema é bastante flexível quanto ao número de informações captadas e poderá monitorar as operações em sondas de perfuração ou produção. A Figura 7 ilustra o layout com o exemplo da disposição do sistema SIM em uma sonda de produção terrestre, sistema específico para a Petrobras, pois além de monitorar as funções de operação no poço, monitora também outras funções como içamento do Mastro e Telescópio.
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Figura 7. Layout do sistema SIM na sonda terrestre A visualização e operação das variáveis no software do sistema SIM foram simplificadas e formatadas de maneira a não diferenciar do sistema já utilizado de manômetros e marcadores, dessa maneira o operador terá uma afinidade maior com o sistema, podendo operar e intervir em tempo real em quaisquer das operações executadas na sonda. A integração das informações em tela única permite a identificação imediata de problemas, evitando, por exemplo, derramamento de fluidos no meio ambiente e prisão de ferramentas, permitindo que o sondador opere com mais confiança e tranquilidade para desenvolver um trabalho mais seguro; a disponibilidade de informações, tanto em tempo real como por relatórios, permite a intervenção e melhorias nas operações executadas. Visando uma posterior análise, para estudos e melhoria do processo, o software permite a gravação e impressão de todos os dados monitorados pelos sensores do sistema. A flexibilidade do SIM permite a distribuição dos sensores de modo a possibilitar um DTM (Desmontagem Transporte e Montagem) sem interferência no sistema de aquisição, uma vez que o mesmo foi montado com três módulos de aquisição independentes. Os módulos são distribuídos de maneira a integrarem as funções monitoradas por sensores instalados na mesma estrutura dos módulos sem necessidade e desinstalação para DTM. Os módulos foram montados conforme demonstrado no layout e na legenda. No sistema SIM os três módulos de aquisição são constituídos por fontes de alimentação, aquisitor da Exemys, rádio Access Point e sensores conectados ao aquisitor. A Tabela 1 descreve essa distribuição. Tabela 1- Distribuição dos Sensores por Módulo Aquisitor. Módulo
Módulo 1
Referência 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6
Módulo 2
Módulo 3
1.7 2.1 2.2 2.3 3.1 3.2 3.3
Especificação Sensor de Pressão para o Indicador de Peso Sensor de Pressão para o Torque na Chave Hidráulica Sensor de Pressão para o Easy Torque Sensor de Pressão para o Cat Line Sensor de Pressão para a Elevação do Mastro Sensor Indutivo para a Medição de Profundidade da Operação de Pistoneio Sensor de Pressão para o Cabo de Pistoneio Sensor de Pressão para o Acumulador de Ar Sensor de Pressão para o Acumulador Sensor de Pressão para o Manifold Sensor de Pressão para o Bombeio Sensor Indutivo para a Frequência de Bombeio Sensor de Radar para o Nível do Tanque 8
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As informações captadas nos módulos são compiladas no software e o resultado final é demonstrado em uma planilha. Ela proporciona estudos mais detalhados do comportamento do poço monitorado em cada uma das operações as quais este é submetido.
6. Conclusões É necessário que haja um controle preciso nos parâmetros de perfuração, sendo observados desde a fase de projeto de operação. Uma preocupação sobre esse tipo de operação é o controle de kicks e prevenção de blowouts. A unidade controladora de kicks integra a unidade remota de fechamento do poço com a operação de controle incluindo o comando remoto para acionamento das bombas de lama e do choke hidráulico bem como o monitoramento do controle do kick. O sistema SIM, concebido para integrar o monitoramento operacional com o visual via protocolo ZIGBEE, pode ser instalado para monitoramento operacional de Sondas de Perfuração/Produção, além de ter interação com o usuário de forma direta permite a realização de operações com maior segurança e controle por parte do operador. O desenvolvimento de controladores de poços é de grande importância para a segurança de operações de perfuração de poços. O sistema integrado de monitoramento é uma ferramenta que permite a simulação de várias situações antes, durante ou numa análise a posteriori do evento de um kick. Uso de fontes de alimentação que estabilizam a alimentação dos sensores; análise de problemas por disponibilizar um registro das operações monitoradas, sem modificar a rotina dos procedimentos já existentes nas sondas; facilidade na operação DTM, pois só consiste na retirada dos cabos de alimentação elétrica; otimização de projetos, partindo da análise constante fornecida por relatórios; incremento de funções por ser um sistema de autoria própria, sua atualização e melhoria ocorre com maior facilidade. O sistema SIM ainda pode ser melhorado com a ampliação dos sensores e operações monitoradas, estando assim em constante aperfeiçoamento com as necessidades apresentadas por este tipo de monitoramento.
7. Agradecimentos Os autores gostariam de agradecer a PETROBRAS pela disponibilização e apoio nos testes operacionais em sondas.
8. Referências AIRD, P. Drillind & Well Engineering: Introduction to Well Control, 2009. ARABIA, H. Oilweel Drilling Engineering: principles & practice. Great Britain: Graham & Trotman, 1985. FERREIRA, I. M. Básico de Perfuração e Completação. Apostila do curso Controle de Poços, Wellcon Treinamento e Consultoria Ltda, 2006. FERREIRA, I. M. Controle de Poço em Workover – Introdutório. Apostila do curso Controle de Poços, Wellcon Treinamento e Consultoria Ltda, 2005. HIDALGO, A. R., OLIVEIRA, L. P. B., SILVA, M. S., Monitoramento de Vibrações via ZigBee. UFS, 2010. SILVA, M. S., FERREIRA, I. M., MENEZES, R. F. A. Sistemas de Monitoramento Integrado das Operações de Sondas de Perfuração/Produção no Pré-sal, IBP, 2011. THOMAS, J. E. Fundamentos de Engenharia de Petróleo. Rio de Janeiro, Brasil, 2001.
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