1. Introdução
Sabe-se que os procedimentos relacionados à exploração de petróleo envolvem um rico emprego de conhecimento e tecnologia. Atualmente já é possível explorar campos localizados a mais de 7 mil metros de profundidade em condições extremas de pressão e temperatura.
Desta forma, a integridade estrutural dos poços de petróleo possui uma grande relevância para sua manutenção e produção. A presença de danos estruturais em tais poços podem causar graves desastres além de acarretar em perdas monetárias elevadas.
Por esta razão as empresas necessitam garantir a resistência estrutural de tais poços, mesmo quando os mesmos são submetidos a danos externos. Uma das principais estruturas dos poços são os tubos de revestimento, tubos estes que são instalados entre a rocha e o espaço anular do poço e petróleo, conforme ilustrado abaixo:
Figura 1
Figura 2
2. Tipos de Colunas de Revestimento
As colunas de revestimento, formadas pela conexão entre os tubos de revestimento, tem como principal objetivo resistir aos esforços impostos pela formação e servir como canal de condução de fluidos pelo anular do poço. Segundo diferentes autores, os tubos são classificados em seis tipos, tendo as seguintes funções:
Revestimento Condutor: Consiste na primeira coluna de revestimento do poço, sendo assentada a uma pequena profundidade (10 [m] a 50 [m]), a qual possui a função de isolar formações superficiais não consolidadas, aquíferos e formações de gás próximo ao solo marinho, além de sustentar as colunas seguintes e servir de base para a cabeça de poço.
Revestimento de Superfície: É a coluna assentada logo após a coluna de revestimento condutor, com comprimento variando entre 100 [m] e 600 [m], cujo principal objetivo é proteger o poço contra fluxos não controlados de fluidos (Blowout), isolar aquíferos e prevenir perdas de circulação. Servindo ainda de base de apoio para os equipamentos de segurança, sendo cimentado em toda a sua extensão para evitar flambagem devido ao peso dos equipamentos.
Revestimento Intermediário: É o revestimento utilizado para isolar as seções instáveis do poço, como por exemplo as zonas de alta ou baixa pressão, zonas de perda de circulação e formações desmoronáveis. Sua faixa de profundidade varia entre 1000 [m] a 4000 [m].
Revestimento de Produção: É o revestimento utilizado para isolar zonas de produção do poço, suportando suas paredes. Nessa coluna é fundamental que um bom trabalho de cimentação seja realizado para evitar a migração de hidrocarbonetos para outras zonas.
Liner: É um revestimento que não é fixado na cabeça do poço, e sim no revestimento anterior. Essa característica permite uma grande redução de custo, melhora o desempenho hidráulico do poço, tendo em vista que tubos de maior diâmetro podem ser utilizados acima do Liner, além de reduzir os esforços de tração devido ao menor peso da coluna.
Tieback: É um revestimento normalmente utilizado para fornecer resistência adicional ao poço entre o topo do Liner e a cabeça do poço. Geralmente, este revestimento é instalado quando há limitações técnicas ou operacionais visando proteger o revestimento anterior, como por exemplo a presença de pressões maiores do que as previstas em projeto.
3. Fatores que Influenciam a Pressão de Colapso
De acordo com [FROUFE:2006], determinado tubo pode falhar de três formas:
Por ruptura;
Por colapso;
Por propagação de colapso.
A primeira ocorre com o tubo sujeito à pressão interna e as demais quando o mesmo está sujeito à pressão externa. Em falhas por colapso é considerada a máxima pressão suportada pelo tubo até seu colapso e em falhas por propagação de colapso é a pressão de propagação que é constituída por um valor mínimo necessário de pressão externa atuante para que ocorra a propagação da falha, após o colapso.
Diversos autores concluíram que fatores como imperfeições geométricas e físicas afetam diretamente a resistência ao colapso do tubo. De forma geral, conclui-se que os principais fatores que afetam a pressão de colapso são:
Ovalização Inicial;
Variação da Espessura;
Tensões Residuais;
Anisotropia;
Forma da curva Tensão x Deformação do material.
4. Modos de Colapso
Em testes experimentais, verifica-se que os defeitos são localizados na seção de máxima ovalização dos tubos, coincidindo com a seção de menor espessura e no ponto de menor diâmetro. Isso se dá pois na presença da variação de espessura da parede devido à excentricidade ou defeitos, a seção transversal é ovalizada ou a carga de colapso é diferente da pressão hidrostática, acarretando na falha por colapso.
Um modo de colapso típico é mostrado na Figura 3.a, onde o revestimento tende a achatar na seção transversal, este é denominado colapso não suportado. O colapso também depende do suporte externo do revestimento (Figura 3.b) em que o revestimento com pouca folga externa ou parcialmente suportado por cimento pode começar a colapsar na configuração ilustrada ou o suporte parcial pode impedir o colapso total. Outro modo (Figura 3.c) é comum no revestimento de produção onde o tubo está presente.
Figura 3
5. Conclusão
Percebe-se que o colapso de tubos de revestimentos de poços de petróleo consiste em uma importante falha a ser considerada em um projeto de perfuração, necessitando dos corretos dados de entrada referentes às condições de operação, pois graves acidentes podem ocorrer caso se verifiquem irregularidades no poço em questão.
6. Referências:
ABREU, L. T. F. ANÁLISE DO COLAPSO DE REVESTIMENTOS DESGASTADOS DE POÇOS DE PETRÓLEO SOB PRESSÃO EXTERNA ATRAVÉS DO MÉTODO DOS ELEMENTOS FINITOS. 2019. Tese de Doutorado. Universidade Federal do Rio de Janeiro.
BYROM, Ted G. Casing and liners for drilling and completion: design and application. Elsevier, 2014.
XAVIER, JAD et al. Fundamentos da Engenharia do Petróleo. Segunda edição. Rio de Janeiro: Editora Interciência, 2001.
FROUFE, L. M. Análise Comparativa de Critérios de dimensionamento de Risers Rígidos. 2006. Tese de Doutorado. Dissertação de M. Sc., COPPE/UFRJ, Rio de Janeiro, RJ Brasil.
Figura 1: XAVIER, JAD et al. Fundamentos da Engenharia do Petróleo. Segunda edição. Rio de Janeiro: Editora Interciência, 2001, p. 90.
Figura 2: https://www.txoga.org/well-cement-eventually-fails-and-chemicals-leak-into-the-water-supply/
Figura 3: BYROM, Ted G. Casing and liners for drilling and completion: design and application. Elsevier, 2014, p. 160.