Prolongando a vida da fadiga da cabeça de poço

O componente tensor do sistema de mitigação de fadiga do poço colocado no fundo do mar. (Imagem: Trendsetter Vulcan Offshore)

Quando os operadores de petróleo e gás precisam realizar workovers ou plugar e abandonar um poço em águas profundas, a principal preocupação é quanto tempo a fadiga permanece na cabeça do poço.

Os poços de duas décadas atrás foram perfurados e completados com sondas que podem ter sido descomissionadas, e as sondas mais novas com seus mais resistentes blowout preventers (BOPs) colocam mais carga na boca do poço do que foi projetada para suportar.

"Isso consumiria a vida de fadiga do equipamento muito mais rápido do que foi projetado", diz Kevin Chell, vice-presidente da Trendsetter Vulcan Offshore (TVO).

Na verdade, pode ser um desafio estimar a vida de fadiga restante, diz ele. Envolve a criação de um modelo do poço e o rastreamento do tempo durante as operações para determinar quanto o BOP foi movido.

"É difícil reconstruir um histórico bem e convertê-lo em vida de fadiga", diz Chell.

Existem algumas maneiras de resolver o problema - uma é fortalecer as cabeças de poço, mas isso só se aplica a evitar problemas futuros em novas cabeças de poço, e a outra é encontrar uma maneira de impedir que a BP se mova tanto, diz ele.

Ele diz que mudar a frequência dos movimentos do BOP, alcançados pela amarração do BOP, pode reduzir significativamente a fadiga.

“Você ainda acumulará danos por fadiga. Você não pode fugir disso ”, diz ele, mas os dados refletem uma redução de até 1.000 vezes.

A tecnologia de tethering foi desenvolvida em 2012 pela TVO para um operador com problemas de fadiga de cabeçote que precisava ser resolvido.

O Sistema de Mitigação de Fadiga de Cabeçote usa quatro âncoras para fornecer fundamentos para as unidades de tensionamento, tensionadores que são montados nas âncoras, pontos de conexão no BOP e um sistema de monitoramento BOP / riser. O sistema de monitoramento é composto por sensores da unidade SMART montados no BOP e no riser inferior, que medem a aceleração e a velocidade angular e transmitem os dados para um dunker hidro-acústico implantado a partir da superfície. O dunker é conectado a um computador na parte superior que envia dados para um portal baseado em nuvem. O software fornece análise dos movimentos e traduz em fadiga acumulada para o sistema de poço.

A renderização de um artista mostra uma instalação típica do BOP conectado. (Imagem: Trendsetter Vulcan Offshore)

Chell diz que a tecnologia de tethering também tem o potencial de mitigar os efeitos do posicionamento dinâmico (DP) de drive-off / drift-off e, portanto, é aplicável para operadores com semi-profundo no contrato, mas também quer trabalhar em águas mais rasas . A amarração reduzirá a curvatura associada a um evento de expulsão de DP e estenderá a operabilidade de vasos de DP em águas mais rasas. O sistema de amarração também aumentará o círculo de observação e permitirá que os operadores trabalhem em condições climáticas mais severas, acrescentou ele.

“Algumas operadoras também estão pensando em usar essa tecnologia para amarrar, começando durante a fase de exploração”, diz ele. "Se eles monitoram e se ligam desde o primeiro dia e a cada hora subseqüente, o trabalho é feito no poço e, em seguida, traduzem isso para danos por fadiga, eles saberão exatamente como estão usando a vida de fadiga."

O sistema tem sido usado em vários projetos por uma grande operadora desde 2016, e a Tamarind Resources contratou recentemente a TVO para fornecer seus sistemas de mitigação de fadiga de cabeça de poço no offshore da Nova Zelândia.

A TVO é uma equipe de engenheiros com profunda experiência em sistemas flutuantes. Jim Maher, que foi gerente de produto da Technip por muitos anos e presidente da Horton Deepwater, fundou a TVO.

“Se você sabe o que quer fazer, qualquer um pode ajudá-lo. Se você não tem idéia do que você quer fazer, geralmente podemos ajudá-lo a descobrir isso ”, diz Maher. “Para problemas que não têm soluções aparentes, desenvolvemos o conceito e depois entregamos”.

As necessidades de Brownfield são uma parte interessante do Golfo do México devido ao envelhecimento dos sistemas flutuantes, diz ele. À medida que a tecnologia de tieback melhora, ele espera que as operadoras optem por tiebacks submarinos quando puderem.

“O que estamos nos envolvendo é no planejamento de desenvolvimento de campo e na entrega de componentes para que os sistemas de risers entrem nas instalações existentes para fornecer alguma recuperação secundária”, diz Maher.