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Testing & SubSea

Apresentação do PSL Testing & SubSea
by

Renan Barros

on 24 January 2013

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Transcript of Testing & SubSea

Perfurated Pipe Below Packer Safety Joint Packer Champ Safety Joint Big John Jar Gauge Carrier Select Tester Valve Omni Circulating Valve TESTING & SUBSEA O setor de Testing é responsável por realizar diversos tipos de testes com o intuito de obter informações e dados para os clientes. O sub-PSL Testing & Subsea é dividido em cinco sub-PSLs, Test Tools (TT), Data Acquisition Services (DAS), Surface Well Testing (SWT), Subsea Safety System (SSS) e Sampling (SAM). Cada um desses cinco sub-setores tem funções específicas dentro de um teste, no entando essa apostila abordará mais precisamente o setor de amostragem. O objetivo do setor Testing & Subsea é obter informações de temperatura, pressão e vazão (através da planta de superfície), além da coleta de amostras, esses dados coletados auxiliarão em todo o processo de obtenção de dados para identificar fluidos, identificar danos, porosidade e permeabilidade. Tudo isso para coletar informações que descrevam o reservatório e suas proximidades para que se possa mensurar a viabilidade da produção e completação. Ademais, deve-se promover o ambiente propício e seguro para tais trabalhos, utilizando ferramentas que permitam que todo o trabalho seja feito com segurança e qualidade. Testing Tools é um conjunto de ferramentas de fundo de poço responsável por garantir a execução e a qualidade de um Teste de Formação que, na maioria dos casos possui revestimento (Casing), sendo possível criar condições dinâmicas e estáticas, condições estas que são vitais para determinar parâmetros reais do reservatório, esta ferramentas trabalhando em conjunto e somada aos Tubos de Produção irão formar a Coluna de Teste, na qual são atuadas por pressão anular, ou seja, pressões bombeadas
no espaço anular entre o ID do revestimento e o OD da Coluna de Teste. (TSS) Fluted Hanger O Fluted Hanger é uma ferramenta em forma de disco que possui rosca interna para que este possa ser enroscado e posicionado mais acima ou mais abaixo no corpo do Mandril Ajustável. A rosca interna é utilizada para enroscar no Mandril Ajustável e posicionar as ferramentas dentro do BOP. Caso as ferramentas não fiquem bem ajustadas pode ocorrer das gavetas fecharem nos locais errados impactando em problemas como a danificação de equipamentos e falha da operação da gaveta. O Fluted Hanger, uma vez posicionado na coluna, é descido até topar em uma peça que é instalada no fundo SSST Retainer Shear Sub Slick Joint Centralizador Lubricator Rupture Disk Circulating Valve do mar (na cabeça do poço, no leito marinho), no Wear Bushing. Uma vez que o Fluted Hanger é topado no Wear Bushing é ele que vai sustentar todo o peso da coluna abaixo do mesmo até a Slip Joint, e para que essa “ancoragem” seja perfeita, o Wear Bushing possui uma angulação semelhante a do Fluted Hanger (geralmente 60º ou 45º).
Os furos encontrados no corpo do Fluted Hanger são utilizados para permitir a passagem de cabo para realizar operações como Wire Line, Slick Line e FlexTubo. Estes furos também são utilizados para a passagem dos umbilicais para a injeção de químico na coluna. Ferramenta que é um tubo liso com a função de permitir que a gaveta de trabalho do BOP se feche contra ela de forma a vedar esta área e formar junto com o packer, o espaço anular entre a coluna e revestimento externo. Algumas Slick Joints possuem canais internos que permitem a injeção química através da linha de Thru Port da SSS-T.
Existe um tipo de Slick Joint, chamada de Pierced Slick Joint, que apesar de ter a mesma função, permite a realização de operações com o sistema DynaLink. Para tal, a ferramenta possui canais internos que possibilitam a passagem dos cabos. A SSST é a ferramenta mais importante do sistema. Esta é dividida em duas partes, a parte do Latch, que é separada do corpo da ferramenta durante a desconexão, e parte das duas bolas de vedação “Fail-Safe Closed”. A desconexão da parte superior (Unlatch) é acionada por pressão hidráulica (o mesmo comando para fechar a Retainer) e promove uma desconexão rápida e segura em casos de emergência, geralmente causados por heave muito alto da maré, problemas com o posicionamento dinâmico da plataforma ou descontrole do poço. A seção inferior é composta por duas bolas, uma (a de cima) é responsável pela vedação para que não ocorra vazamento de fluido para o espaço anular na hora da desconexão e a de baixo é uma bola de cisalhamento, que quando acionada e fechada, ela corta quaisquer eventuais equipamentos e linhas (Wire Line, Slick Line, etc.). Possui um sistema de desconexão backup mecânico, e orientação passiva do Latch para reconexão sem giro de coluna. A ferramenta Shear Sub, nada mais é do que um tubo usinado (geralmente com 3" ID e 5" de OD) que fica localizado entre a SSS-T e a Retainer. Ele serve para que, caso o sistema de desconexão da árvore não funcione ou em casos de emergências, a gaveta de cisalhamento do BOP (Shear Ram) corte-o de forma mais rápida e segura possível. Quando a gaveta cisalhante corta a ferramenta, são cortadas também as linhas umbilicais que passam na parte externa da mesma, e neste momento as bolas da SSST e da Retainer são fechadas. A Retainer Valve fica dentro do BOP, logo acima das gavetas. Possui uma válvula bola em seu interior, que serve para prevenir o fluxo para o espaço anular quando a desconexão da árvore é feita. As suas principais linhas de atuação são para abrir e fechar a bola. A linha de fechamento da Retainer é diretamente ligada a linha desconexão da árvore, ou seja, quando fecha-se a bola da Retainer automaticamente ocorre a desconexão, chamada “Unlatch”. Ela possui também uma porta de circulação que se abre na hora da desconexão para evitar pressão trapeada e facilitar a operação. É uma válvula “Fail-Safe Closed” (fecha-se automaticamente ao drenar pressão), porém possui uma linha chamada “Spring Lock” (SP), que impossibilita a atuação das molas que fazem a bola se fechar durante o dreno de pressão. Portanto, com a linha de Spring Lock pressurizada, ela se torna “Fail as Is”. Em todo caso, a linha de SP é estendida até um pouco abaixo da válvula além da mesma, para que em casos de emergência, em que precise-se cisalhar a coluna com a gaveta do BOP, a gaveta corte a linha de SP e a válvula se feche automaticamente. É uma ferramenta com o OD maior do que o resto das ferramentas da coluna, utilizada para, como o próprio nome já diz, centralizar a nossa Lubricator, portanto ele é localizado e conectado logo acima da Lubricator. O Centralizador é considerado também, um Junk Basket, ou seja, tem também a função de reter qualquer objeto ou equipamento que venha a cair acidentalmente dentro do poço. A Lubricator Valve é a nossa ferramenta que fica no ponto mais próximo da superfície na coluna, diferente das outras ela vem logo abaixo da mesa rotativa (cerca de 20m abaixo). É uma válvula que como todas as outras de Subesea, é bastante robusta e possui apenas uma esfera de vedação. São duas linhas principais de acionamento, uma para abrir e outra para fechar a bola. A função principal dela não é fechar o fluxo no interior da coluna até porque existem várias outras ferramentas antes na coluna, com essa função específica. A função da Lubricator é fechar esta parte superior da coluna para testar as ferramentas que estão acima dela, principalmente ferramentas de Slick Line, Wire Line e FlexTubo. É uma válvula "Fail as Is", ou seja, depois do seu acionamento (para abrir ou fechar a bola), ao drenar a pressão ela permanece na última posição em que estava. A seção da bola fornece uma vedação integral de baixo para cima e permite o teste de pressão aplicada de cima para baixo, quando há pressão aplicada na linha de controle. É possível também, realizar bombeio controlado de fluidos através da bola fechada, quando necessário. All-Thread O Mandril Ajustável (all-thread) é um tubo que possui rosca em toda a sua superfície. Essa rosca externa permite que o Fluted Hanger seja posicionado em vários locais do Mandril Ajustável para corrigir o Space Out. O Mandril Ajustável possui duas roscas pino do tipo Sub Acme em suas extremidades, a superior para realizar a conexão com a Slick Joint e a inferior para conectar o restante da coluna. Handling Sub O Handling Sub é um tubo que é utilizado para ser acunhados e içados durante a descida e subida na coluna. Essa funcionalidade é importante para proteger a integridade de equipamentos importantes de Subsea. Outras funções desse equipamento é de servir como espaçador para o cálculo do Space Out e de ser utilizado, em alguns casos, como local de marcação do Dummy Run. Equipamento responsável por desconectar o Packer dos equipamentos de canhoneio em caso que os canhões fiquem emperrados. O equipamento possui um disco de ruptura e pinos de travamento (shear pin) que impedem que o mandril movimente.
Para realizar a retirada do Packer primeiramente é bombeado pressão para romper o disco de ruptura, permitindo que a pressão atue no pistão e forçe o mandril a movimentar. Ao forçar o mandril os pinos são cisalhados e o movimento do mandril é liberado. Em seguida, é realizado um over pull de 60.000 lbs pelo elevador da sonda e dá-se um giro na coluna. Esse giro faz com que a ferramenta se desprenda e possibilite a retirada do restante da coluna. Below Packer Safety Joint O Packer tem basicamente duas funções, uma é prover o assentamento da Coluna e a outra é criar um espaço anular, espaço este que tem uma função muito especial e vital para um TFR, porque através dele que todas as ferramentas da coluna de teste serão atuadas, por isso deve-se conhecer muito bem o fluído que estamos trabalhando principalmente o seu peso específico porque através dele que iremos obter a pressão hidrostática do espaço anular e ela somada com a pressão bombeada pela sonda atuaremos as nossas ferramentas de fundo, por isso se a borracha do Packer® não vedar perfeitamente o fluído do reservatório irá invadir o espaço anular e com isso perderemos a nossa confiabilidade da pressão hidrostática ou quando a sonda bombear pressão para o espaço anular a mesma não chegará ao valor desejado no fundo, pois essa pressão escapará por esta falha na vedação. Packer Esta ferramenta tem uma importância fundamental num TFR, tendo em vista que ela garante o resgate de toda coluna que se encontra acima dela, caso o Packer venha ficar aprisionado e o JAR não consiga prover sua liberação. Lembrando que quando feita essa operação, parte da ferramenta volta com a coluna de teste e parte fica junto ao Packer.

Para a retirada dessa ferramenta é necessário realizar vários giros na coluna. Entretanto, como medida de segurança para impedir a desconexão da ferramenta esses giros devem ser realizados através de um quarto de volta por vez. Na prática o operador, após o rompimento da Tension Sleeve, realiza um movimento de puxar a coluna de teste e realiza um quarto de volta. Em seguida, o operador desce a coluna de teste e realiza mais um quarto de volta. Este procedimento deve ocorrer 36 vezes, ou seja, precisa-se de 36 quartos de volta (9 voltas completas) para realizar a desconexão da ferramenta. Junta de Segurança (Safety Joint) Esta ferramenta deve ser incluída na Coluna de Teste a fim de fornecer uma ajuda para remover ferramentas que ficaram aprisionadas no momento da retirada da Coluna, no nosso caso a ferramenta que seria ajudada pelo Big John Jar seria o Packer, quando a Coluna é puxada (Overpull) um mecanismo mecânico-Hidráulico de retardo temporal libera uma energia que foi acumulada causando um impacto para cima e a ferramenta aprisionada é solta. Big John Jar Permite uma descida segura dos registradores de pressão e temperatura e possibilitam tomadas de pressão tanto da coluna como do anular, temos os modelos SG-15 e Dynastring, onde o SG-15 seria para operações com registradores de memória e o Dynastring para registradores de tempo real, vale ressaltar que os Portas Registradores SG-15 estão disponíveis nos tamanhos de 5” e 7”, já os Portas Registradores Dynastring estão disponíveis nos tamanhos de 5”, 5 ½” e 7”. Gauge Carrier A válvula testadora tem como objetivo criar as condições dinâmicas e estáticas (os períodos de fluxo e estática), esses períodos são importantes porque neles que serão analisados dos dados de pressão e temperatura coletadas no poço, que por sua vez são obtidos através do fechamento e abertura dessa válvula, quando a válvula é fechada criamos à estática, ou seja, há um aumento da pressão de baixo para cima sendo limitado pela Válvula Bola desta válvula, este período chamamos de Buildup e quando a válvula é aberta criamos o fluxo, ou seja, aquela pressão acumulada flui no poço causando o que chamamos de Drawdown. Select Tester Valve Cabeça de Teste A Cabeça de Teste (também chamada de Árvore de Teste) é projetada para atender a requisitos de operações de avaliação de poços. A Cabeça de Teste é uma Árvore de Natal temporária e é utilizada para isolar o fluido produzido a partir da formação de um vazamento na superfície. Ela funciona como um equipamento de fechamento de emergência do poço e possui uma linha específica para “matar” o poço, caso seja necessário.
Ela pode ser adaptada por meio de reduções (“crossover”) para qualquer tamanho ou tipo de tubo ou coluna de perfuração. O projeto básico junta 4 válvulas (de gaveta ou low-torque), um atuador de segurança (pneumático ou hidráulico para controle de segurança remoto) e um “Swivel” (junta giratória) para permitir a colocação de tubos ou a rotação da tubulação. (para manipulação de equipamentos de fundo de poço, sem girar a cabeça de teste). Cabeça de Teste SSV Surface Safety Valve (SSV) A SSV é uma válvula de segurança normalmente fechada posicionada após a Cabeça de Teste para possibilitar o fechamento do fluxo em caso de emergência. O seu funcionamento está relacionado a uma válvula gaveta que está conectada a um atuador que em caso de variação de pressão fecha ou abre a válvula. A SSV é controlada manualmente pelo acionamento das botoeiras da linha Emergency Shut Down (ESD) e automaticamente através da utilização de High-low pilots.
A SSV possui uma estrutura protetora que facilita o içamento e a movimentação durante o seu posicionamento na locação. A utilização dessa válvula em casos de emergência impede que os funcionários da locação e os equipamentos de superfície estejam sujeitos a sobrepressões. Choque Manifold O Choke Manifold é o meio primário de controle do fluxo do poço. Ele deve ser monitorado e operado por pessoal competente. Os encaixes normalmente contêm dois chokes: 1) Um choke ajustável, usado geralmente nas operações de limpeza do poço. 2) um choke fixo (ou positivo), o qual permite um controle mais preciso para tamanhos de choke pré-determinados. Os Manifolds oferecem a opção de direcionar o fluxo através do choke enquanto se afasta de outro choke, para mudanças, manutenção ou reparo. Cinco configurações de válvula permitem também uma rota do fluxo não restrito através do manifold com uma derivação do controle de choke.
Os Chokes são válvulas de gaveta cujo projeto permite um controle progressivo, manual motriz ou fixo da corrente do poço abrindo, fechando ou selecionando um orifício. São capazes de resistir à erosão devido à velocidade da corrente extremamente alta que ocorre e diminuir essa corrente imediatamente a partir do orifício. Para entender a habilidade do choke para controlar o fluxo, devem ser verificadas duas condições de fluxo diferentes e essenciais. Estas são chamadas condições de fluxo críticas e não críticas. Choke Manifold Aquecedor Os trocadores de calor utilizados nos teste de poços são empregados para aquecer a produção após sua saída através da cabeça do poço e antes do processo de separação. Por várias razões torna-se necessário aquecer a produção durante as operações de avaliação.
No caso de um poço de gás, o gás é aquecido antes e depois de atravessar um “choke”. O “choke” provoca uma queda de pressão que é acompanhada de expansão e esfriamento do gás. Sob certas condições, isto pode resultar em surgimento de hidratos. Na prática, isto também pode acontecer durante avaliações de poços que tenham uma alta razão gás/óleo e que contenham água corrente. Se o poço estiver produzindo uma emulsão de água/óleo, poderá ser obtida uma separação melhor com o aquecimento da produção do poço, para ajudar a “quebra” da mistura.
Se o poço estiver produzindo um tipo de óleo espumante, a separação poderá ser também facilitada com o aquecimento do óleo. Alguns óleos apresentam um alto ponto de derramamento (“pour point”) e são muito viscosos a temperaturas ambientes, tornando difícil a avaliação do fluxo do poço. Esta dificuldade pode ser minorada aquecendo-se o óleo para reduzir a viscosidade, o que também torna a queima do óleo pelo queimador mais eficiente. Aquecedor / Trocador de Calor Separador Os separadores são ferramentas fundamentais ao teste pois somente após a separação das fases do fluído vindo do poço é possível realizar as medições de vazão, sejam de gás, óleo ou água.

SEPARADOR TRIFÁSICO

O separador é um vaso de pressão usado para separar fluídos do poço em componentes gasosos e líquidos. Possui 3 fases de separação: água, óleo e gás, o fluído é separado através da densidade do mesmo, e o gás por ser mais leve, se desprende e se aloca na parte superior do vaso. Sua máxima pressão de trabalho é de 1440psi, e possui medidores nas linhas que fornecem ao operador e ao Software de aquisição de dados a medição da taxa de fluxo(Vazão). Seu dsipositivo primário de segurança, é a Relief Valve.

SEPARADOR QUADRIFÁSICO

Separador quadrifásico vertical, projetado para separar de forma eficiente e segura gás, óleo, água e sólidos. Seu design vertical e de base cônica permite fácil remoção dos sólidos. O fluído ao entrar no separador vai de encontro a um tubo Vortex que otimiza a separação óleo-gás. Sua máxima pressão de trabalho é de 1440 PSI. Em seu SKID anexado há medidores de vazão e controladoras de nível.
Sua base cônica facilita a remoção dos sólidos que decantam durante a separação. Além disso, conta com um sistema de flush que facilita a remoção desses sólidos por uma linha específica que é direcionada para o tanque pressurizado. Tal linha é equipada com uma válvula automática – a válvula V-500 – que é acionada automaticamente quando os sólidos no interior do separador atinge um nível pré determinado. Separador Tanques de armazenamento Divide-se em tanque pressurizado ou Surge Tank e tanque atmosférico. Temcomo principal objetivo a estocagem de fluídos vindos do poço.

TANQUE PRESSURIZADO

Tanque com a capacidade de suportar até 250 PSI de pressão e capacidade de 100 BBL, muito utilizado em poços com H2S, pois sua linha de gás é direcionada para a lança do queimador. É priorizado para a destinação de sólidos vindos do separador quadrifásico. Durante o fluxo de teste, pode ser utilizado para calibração dos medidores do separador, da seguinte forma: caso a medição de vazão no separador seja de 2BBL/min, checa-se no tanque, se de fato está elevando seu nivel em 2BBL/min. Durante o fluxo de limpeza, inicialmente é utilizado para receber o fluxo do poço, devido a baixa quantidade de gás e a impossibilidade de alianhamento para o separador. Possui a válvula Relief como dispositivo de segurança.

TANQUE ATMOSFÉRICO

Tanque bi-partido de estocagem facilitando manobras operacionais (dois tanques em um), utilizados para armazenamento e contabilização de fluídos do poço, o qual não suporta pressão. Oferece capacidade de 200 BBL. Possui uma linha de vapor interna que permite aquecimento do fluído para prepará-lo para queima. Tanques de armazenamento Queimador O queimador é um equipamento estruturado para realizar a queima de gás e óleo, evitando ao máximo o derramamento de óleo ao mar. Para evitar o alto índice de água no óleo esse equipamento tem um sistema de bypass. Esse sistema permite que o fluxo seja alterado caso detecte uma quantidade de água. Neste caso, realiza-se um tratamento para preparar o óleo para a queima.

Para verificar o grau de BSW existente no óleo é feito um processo de decantação nos tanques e em seguida coleta-se uma amostra para avaliação. Essa amostra é colocada em uma centrífuga que faz a separação das fases de diferentes densidades. Ao final, consegue-se saber o percentual de sólidos existentes no óleo.Para facilitar a queima do óleo é realizado um aquecimento para aumentar a sua temperatura e injeta-se diesel. O diesel é utilizado, pois tem um API alto e é um fluido mais limpo, facilitando a queima do óleo. No caso em que o poço está alinhado, ou seja, em condições ideais de queima, o fluxo do óleo vai direto do separador para o queimador.

Devido à importância da queima na operação deve ficar uma pessoa exclusivamente observando o queimador. Essa operação é muito dinâmica, complicada e criteriosa e a falha do queimador pode implicar em riscos ambientes e altos custos associados a multas.

Esse equipamento possui duas entradas: uma de 3” utilizado para receber o gás e outra de 8” para receber o óleo. A linha de gás é independente da linha de óleo e o fluxo vem direto do separador, pois não é possível realizar a estocagem do gás. No caso do óleo, primeiro verificam-se as suas condições para prepará-lo para uma queima mais eficiente.

Um queimador possui, normalmente, nove bicos para realizar a queima. Cada conjunto de três bicos tem uma capacidade de queima de 4.000 barris por dia, totalizando 12.000 barris por dia em cada queimador. Para dar início a ignição do gás e mantê-la constante existe um equipamento (Booster) que libera um gás semelhante ao gás de cozinha e um compressor de ar com uma capacidade de 1.6000 pés cúbicos. O ar e o óleo entram em contado com o gás booster funcionando como uma ignição para a realização da queima. Queimador O Sub-PSL de Subsea Safety System (SSS) tem como principal função, como o próprio nome já diz, manter a segurança de toda a operação de Teste de Formação (TFR), de maneira que nossas ferramentas possam ser acionadas em caso de problemas, anormalidade ou emergências no poço. A maioria de nossas ferramentas de coluna, são localizadas dentro do BOP e são acionadas por pressão hidráulica por meio de um cabo umbilical que vai preso por fora da coluna desde a superfície até nossas ferramentas no fundo do mar. E as principais funções são: Permitir ou não o fluxo no interior da coluna (abrindo ou fechando as válvulas), realizar injeção de químicos e principalmente, em casos de emergências, possibilitar a desconexão da parte superior da coluna de teste (do BOP para cima) da parte inferior que está fixa dentro do poço. O nosso Set de ferramentas possui três ferramentas principais e fundamentais ao processo, são elas: A Lubricator Valve, Retainer Valve e a Árvore Submarina – Subsea safety Tree (SSST). Todos os clientes antes de completar o poço para produzir precisam tomar importantes decisões que serão vitais para a vida útil do poço. Essas decisões são baseadas em informações entregues pelo sub-PSL Data Acquisition Services, na qual são coletados dados de pressão e temperatura, tanto de fundo como de superfície e dados de vazão coletados na superfície, por esta razão esse dados devem ser precisos e confiáveis, pois através deles os clientes determinaram parâmetros importantes do reservatório. Sampling é o sub-setor (Sub-PSL) responsável pela coleta de amostras no setor (PSL) Testing & Subsea da Halliburton. O sub-PSL Sampling fornece amostras representativas, sendo tanto de superfície quanto de fundo, sendo o escopo do setor, coletar a amostra, avaliar, transferir, armazenar e analisar. A análise das amostras auxiliam o cliente a tomar decisões tanto econômicas como de engenharia para efetivar a produção e completação do poço. Data Acquisition Services Tipos de testes Um registro de pressão (RP) é um teste que tem por objetivo registrar a pressão a partir da descida de registradores a cabo (slickline) por dentro da coluna, sem a necessidade de se colocar o poço em fluxo. Para cada tipo de trabalho, existe um BHA específico o qual pode estar ancorado ou pendurado. Gradiente de Pressão Ao descer um registrador para RP, comumente realiza-se um gradiente de pressão, o qual consiste em coletar dados de pressão a determinadas profundidades a fim de se obter um perfil de pressões.
O gradiente pode ser dito dinâmico, quando o poço está em fluxo, ou estático, com poço fechado na superfície. O gradiente estático tem por objetivo identificar os fluidos (fases óleo, gás e água) presentes na coluna. Cada fluido possui um coeficiente angular de comportamento de pressão a uma determinada profundidade. Dessa forma, determina-se os fluidos presentes e sua profundidade. No gradiente estático pode-se identificar, ainda, os pontos (profundidades) onde começam a ocorrer as mudanças de fase mostrando cada uma delas separadamente e também o ponto onde o efluente ainda está monofásico (ponto ideal para amostragem de fundo). Registro de Pressão Drain Valve Seção de tubos de produção Drain Valve Esta válvula é instalada entre duas válvulas que podem estar com pressão trapeada entre si, esta pressão é drenada na superfície através de um Colar de Dreno e um Drain Nipple. Em alguns casos esta válvula pode ser usada para fazer amostragem de fluido. Normalmente são descidas duas Drain Valve, uma acima da Select e outra abaixo da OMNI, esta configuração é importante, pois a medida em que a Coluna de Teste é retirada, o gás é liberado do fluido, logo a Drain Valve posicionada mais abaixo estará dedicada a coletar óleo e a Drain Valve posicionada mais acima estará dedicada a coletar gás. Drain Valve Permite uma comunicação do espaço anular com o interior da coluna a fim de ser feito uma ciclagem do fluido, tanto no momento para criar o Underbalance, necessário para fazer o fluido do poço fluir, quanto para criar o Overbalance, necessário para amortecer o fluido do poço para a retirada da coluna de teste.

A OMNI têm basicamente quatro seções:
Seção da Bola: Nesta seção esta localizada uma Válvula Bola que é capaz de isolar o poço dela para baixo no momento da circulação ou no momento de Blank. Seção de Circulação: Nesta seção existe uma porta de comunicação que apenas se situa aberta no momento de Circulating. Seção de sistema de Óleo: Este sistema contém o Ratchet-Sub-Assembly e o óleo de silicone. O óleo de silicone juntamente com o pistão é utilizado para isolar o mecanismo de operação do fluido do anular, quando a pressão é aplicada no anular essa diferença de pressão é transmitida pelo óleo de silicone movendo assim o Ratchet. Seção de Nitrogênio: Esta seção será responsável por causar um efeito “mola” na ferramenta, fazendo assim a mesma mudar de estágios quando aplicada e liberada pressão pelo anular, ou seja, quando a pressão é liberada quem faz o sistema mudar é a pressão de nitrogênio. Essa seção pode possuir duas câmaras de nitrogênio a fim de diminuir a pressão de operação, muito usada em poços de alta pressão. Omni Circulating Valve Esta ferramenta funciona como um backup para a OMNI que por sua vez é uma ferramenta de circulação do poço, conforme vimos anteriormente. A CVRD também é uma válvula de circulação, porém diferentemente da OMNI ela uma vez atuada jamais voltará para sua posição inicial, e para fazer esta atuação é necessário romper um disco de ruptura. Esta circulação é feita através de uma comunicação do anular com o interior da coluna, na qual através dela será possível trocar fluído da coluna ou do anular.

Onde a válvula de circulação primária é a OMNI e a válvula de circulação secundária poderia ser a CVRD como também a Rupture Disk Safety Circulating Valve. A diferença da CVRD para RD Safety Circulating Valve é que nesta última existe uma válvula bola que isola o poço dela para baixo, depois de atuada. Circulating Valve Rupture Disk (CVRD) Planta de superfície Frac Pack Uma rocha reservatório pode possuir um bom volume de óleo e ser suficientemente porosa para caracterizar-se como uma boa zona produtora. Porém, um aspecto muito importante a ser considerado é como esses poros estão conectados entre si, ou seja, qual é a permeabilidade dessa rocha.
Um bom reservatório deve ter permeabilidade suficiente para que o óleo possa fluir livremente entre os poros. A operação de frac pack consiste em, após o canhoneio, fraturar a rocha, bombeando fluido (propante) a altas pressões, facilitando o escoamento do óleo. Devido a essas altas pressões, é importante monitorar a operação com registradores, verificando o êxito da tarefa. Gravel Pack O gravel pack é um dos métodos de contenção de areia mais comuns. O trabalho consiste no preenchimento do espaço anular com gravel (um propante) de granulometria conhecida em conjunto com uma tela. Esse sistema funcionará como um filtro, impedindo a produção de areia pelo reservatório, porém permitindo a passagem do fluido.

Durante uma operação de gravel pack, é importante obter o registro de pressão para identificar o momento em que o espaço anular foi completamente preenchido pelo gravel. Teste de Produção O teste de produção (TP) caracteriza-se, primeiramente, por ser realizado em poço já completado e em processo de produção. Além disso, para um TP não é utilizada a válvula de fundo. A abertura e o fechamento do poço são feitos na superfície através da árvore de natal ou do choke manifold.
Como o fluxo em um poço de petróleo é multifásico, o fato de fechar-se o poço na superfície provoca um fenômeno conhecido como estocagem. O gás que é liberado com o decréscimo da pressão possui compressibilidade elevada, fazendo com que a pressão lida na superfície seja influenciada por esse fenômeno. Desse modo, exige-se um tempo maior de fechamento e técnicas especiais para a interpretação dos dados dos registradores. Tais registradores são descidos em BHA específico que será assentado no nipple. A partir dos dados dos mesmos, é possível conhecer alguns parâmetros do poço produtor, como por exemplo a sua vida produtiva e o comportamento a partir da produção. Teste de Injetividade Durante o início de sua vida produtiva, muitos poços possuem pressão de reservatório (surgência) suficiente para que a elevação do óleo seja spontânea. Porém, com o passar do tempo, ocorre a depleção e alguns métodos de elevação ou recuperação são necessários para manter a produção em um nível aceitável.
Em um campo produtor existem alguns poços injetores que são capazes de promover a surgência do óleo novamente. Através da injeção de fluido nesses poços, os quais são interligados com os poços produtores, o hidrocarboneto presente na formação é deslocado por esse fluido.

Com isso, é importante analisar a capacidade que esse poço injetor possui de absorver o fluido inserido. O Teste de Injetividade (TI) é realizado, portanto, através da válvula de fundo insertável (SST). Com o fechamento do poço injetor após a injeção do fluido, é possível obter alguns parâmetros do reservatório, como permeabilidade e dano. O índice de injetividade representa, portanto, a vazão de fluidos que podem ser injetados para um determinado diferencial de pressão em frente aos canhoneados. Teste de Formação a poço Revestido (TFR) O Teste de Formação a Poço Revestido (TFR) é o principal teste executado pela equipe de Testing and Subsea. O poço ainda é desconhecido, sendo que estão disponíveis apenas algumas informações iniciais sobre a perfilagem e a formação. Dessa forma, o TFR é o método de avaliação mais completo para essa fase do poço.
Ele consiste basicamente de uma completação provisória do poço, mediante isolamento do intervalo a ser testado, estabelecendo um diferencial de pressão visando à produção dos fluidos, com registro contínuo de pressão e temperatura.
Através de perturbações como abertura e fechamento do poço provoca-se períodos de fluxo e estática. Tais períodos permitem a construção das curvas de build up e draw down. Através dos dados obtidos pelos registradores, também é possível determinar o índice de produtividade, avaliando a capacidade produtiva do poço e tomar decisões sobre sua engenharia (completação).
O setor de DAS executa a coleta de dados de fundo e superfície de um TFR, através dos registradores eletrônicos de memória que podem ser via wireline ou wireless. Além disso, possui o sistema Sentry de aquisição de dados de superfície. Teste de Transmissibilidade Uma parte considerável das ferramentas que são descidas no poço é do tipo Annulus Pressure Responsive (APR), ou seja, são atuadas por pressão anular. É de suma importância o conhecimento da transmissibilidade da pressão através do espaço anular para atuação de tais ferramentas.
Devido a perdas por atrito e à profundidade da coluna, a pressão aplicada na superfície não é a mesma que chega ao fundo da coluna. Com isso, o setup dos discos de ruptura deve levar em condição tal efeito de transmissibilidade para correto acionamento das ferramentas.
O teste de transmissibilidade consiste, portanto, pela descida de um registrador até o fundo da coluna enquanto outro registrador coleta dados de superfície. Ao final do teste, os dados são comparados e a transmissibilidade da pressão é calculada. Registradores eletrônicos Os registradores eletrônicos (gauges) utilizados em DAS são equipamentos que armazenam dados de pressão, temperatura e variação de tempo. Esses dados são salvos em suas respectivas memórias, as quais dependem da especificação do fabricante. Para fim comercial, a Halliburton divide seus gauges em três frentes principais:
Dynamem® Plus, Dynamem® Pro e Dynamem® Premium. Essa divisão é feita através do tipo de sensoriamento utilizado por cada um dos registradores. Registradores eletrônicos O Dynamem® Plus é um sensor piezoresistivo que tem como princípio de
funcionamento para aferição da pressão a ponte de Wheatstone. O sistema consiste em um circuito de quatro resistores, sendo um desconhecido (variável). Quando o sistema está em equilíbrio, ou seja, quando não se tem pressão aplicada na resistência Rx, a tensão entre os pontos B e D é nula.
Quando o sistema é submetido à variação de pressão ocorre consequentemente uma variação na resistência, proporcional à pressão aplicada. Com isso, a tensão entre os pontos B e D não é mais nula e, a partir desse valor, é possível calcular a pressão aplicada em Rx. Dynamem® Plus Para o sensoriamento da temperatura, é utilizado o sensor PT-100, o qual também utiliza a variação de resistência para aferição da temperatura. O nome PT – 100 se dá devido aos seus fios de platina e ao seu termômetro de resistência, o qual apresenta resistência igual a 100 ohm a 0°C.
Devido a peculiaridades próprias dos sensores, o Dynamem® Plus apresenta a menor precisão dentre os gauges da Halliburton e também o menor custo. Sensor de Temperatura PT-100 O Dynamem® Pro possui o mesmo princípio de funcionamento do Plus, porém seus componentes eletrônicos são revestidos com safira. Por ser um metal semi-condutor, a safira permite que a precisão da medida, segundo os fornecedores, seja melhorada em relação ao Dynamem® Plus. Para temperatura, é utilizado o sensor PT – 100, como no Dynamem® Plus. Dynamem® Pro Esse grupo de gauges utiliza um tipo diferente de sensor, à base de vibrações de cristais de quartzo. A figura a seguir mostra os três cristais: um cristal para pressão, um para temperatura e outro de referência.
O cristal de temperatura não sofre influências da pressão, visto que o mesmo está envolto por uma câmara com ar a 1 atm. O cristal de referência é um parâmetro para ajuste dos dados e redução das frequências.
A tomada de pressão é feita no diafragma, o qual irá pressurizar o fluido presente no sensor, alterando a vibração do cristal. O cristal de temperatura irá compensar os efeitos da mesma no cristal de pressão (visto que este não está isolado da ação da temperatura).
Esse tipo de sensor possui uma precisão melhor se comparado aos dois anteriores, com dados mais confiáveis. Com isso, o preço do gauge de quartzo também é o mais elevado dentre os três modelos ofertados pela Halliburton. Dynamen® Premium Bateria de Lítio Embora o lítio seja altamente volátil e perigoso sob certas condições, as suas muitas vantagens sobre outros tipos de ânodos tornaram válidas as suas precauções de uso. Serão descritas a seguir as vantagens e as precauções necessárias para manipulação das baterias. Bateria de Lítio O primeiro ponto a ser mencionado é em relação à curva de descarga fixa. Essa propriedade resulta em um nível de potência constante, independentemente da utilização anterior da bateria. O gráfico abaixo mostra a curva de descarga de uma bateria de lítio/cloreto de tionil comparada com outros tipos comuns de baterias. O gráfico demonstra a saída de tensão constante ao longo do tempo, resultando em trabalho consistente. O gráfico mostra ainda que a bateria de lítio/cloreto de tionil é mais poderosa em relação às demais.

O segundo aspecto relevante a ser mencionado diz respeito à equivalência eletroquímica, que é a medida da eficiência do eletrodo, sendo expressa em A.h por grama. O gráfico a seguir mostra que o lítio possui a maior equivalência eletroquímica quando comparado a outros oito ânodos comuns.

Por fim, o terceiro aspecto a ser discutido é a baixa taxa de auto-descarga. Ela mostra a taxa com que a célula eletroquímica perde energia quando está fora de uso. No caso do lítio, a bateria apresenta baixa taxa de auto-descarga para longos períodos de armazenamento. Vale ressaltar que o armazenamento deve ser realizado em condições favoráveis para a célula para que se tornem úteis e para que a taxa seja a mínima possível. O gráfico abaixo mostra a comparação entre as principais substâncias das baterias mais comuns. Vantagens de utilização da bateria A passivação bateria significa que esta se torna inerte durante os períodos de desuso. A aresta de contato entre o eletrólito e o cátodo de carbono cria uma crosta com produtos químicos que reagiram, resultando na cessão da reação química adicional. Por não haver produtos químicos reagindo, a taxa de auto-descarga diminui para quase nada, tornando a vida útil da bateria mais longa.
Porém, a passivação é vista como um ponto negativo dessa classe de bateria. Como visto anteriormente, sua taxa de auto-descarga já é pequena e o fenômeno da passivação pode ocorrer durante a descida da bateria na coluna, por exemplo, tornando-a inativa durante o trabalho.
Assim, para utilização da bateria, a camada de passivação deve ser quebrada, ou seja, a bateria deve ser despassivada. A quebra da passivação deve ser feita aplicando uma carga resistiva a qual deve ser limitada de modo que não remova a camada muito rapidamente, o que reduziria o desempenho da célula. Passivação Dynalink Surface Read-Out (SRO) Válvula de fundo insertável (SST-800) Sentry Fluted Hanger Slick Joint All-thread Subsea Safety Tree (SSST) Shear Sub Retainer Valve Handling Sub Lubricator Valve O Sub-PSL de Surface Well Test (SWT) é responsável pela plata de superfície para produção do poço com segurança e descarte de forma ambientalmente correta dos fluídos produzidos durante o Teste de Formação (TFR). Dentre as principais funções da planta de superfície podemos citar o controle da vazão do poço de forma a mantar a condição de fluxo critíco. Essa condição é necessária para separar as fases dos fluídos produzidos em: gás, óleo, água e sólidos, e deve-se registrar as medições de vazão das fases dos fluídos produzidos. A planta permite a coleta de amostras de gás e óleo de superfície, e é responsável por realizar o descarte adequado dos fluídos através da queima. Subsea Safety System (SSS) Testing Tools (TT) Data Acquisition Service (DAS) Sampling (SAM) Centralizador Surface Well Test (SWT)
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