Sistemas de Controle Hidráulico de Drilling BOP
Conheça o funcionamento e os tipos de sistemas de controle hidráulico de drilling BOP
Por Gustavo Marinho, CFPHS | 17 de Julho de 2021
O BOP é o principal equipamento de segurança do poço de petróleo, uma vez que permite o fechamento deste em caso de descontrole, evitando a poluição ambiental e acidentes na plataforma. Esse equipamento só é acionado quando o controle primário já foi perdido (um kick já ocorreu) e precisam-se iniciar as medidas de controle secundárias para evitar um blowout.
O Blowout Preventer possibilita o fechamento do poço de petróleo e, em casos de plataformas flutuantes móveis, a desconexão de emergência entre o riser e o poço, através do Low Marine Riser Package, permite que o BOP se afaste da plataforma sem haver ruptura das tubulações que a ligam ao poço. Além disso, suas partes também podem ser utilizadas na realização de testes no poço em questão. Seus elementos principais são o BOP Anular, o BOP de gavetas, o conector hidráulico e as válvulas choke & kill.
Figura ilustrando a divisão do BOP.
Sumário
Para casos emergenciais em que o Lower Marine Riser Package (LMRP) precise ser retirado rapidamente, utiliza-se a EDS (Sequência de Destravamento de Emergência) que possibilita uma desconexão rápida, em questão de segundos. A figura abaixo demonstra o LMRP e o Stack desconectados.
Os equipamentos que compõem o BOP são: Junta Flexível, BOP Anular, Conector do Stack, Linhas choke & kill, BOP de gavetas, válvula de isolamento, Pod’s de controle, Conectores das linhas Choke & Kill, acumuladores, válvulas choke & kill e conector de cabeça de poço.
Válvula de contrabalanço em um circuito de controle de carga negativa e simbologia de uma válvula “standard”.
Sistema Hidráulico
Devido a importância e criticidade da participação do Drilling BOP em uma operação de perfuração, o nível de requisitos técnicos associados ao projeto e operação desses equipamentos se equiparam a equipamentos e sistemas aeroespaciais, com normas e regulamentações como a API 16D especificando de forma detalhada todos os requisitos técnicos associados aos diferentes subsistemas necessários para o funcionamento do equipamento.
Dentre eles, temos o sistema hidráulico do Drilling BOP, que pode ser resumido pelos principais itens descritos abaixo:
HPU (Hydraulic Pump Unit) com bombas triplex
De acordo com a API 16D (2005), a saída combinada de todas as bombas da HPU deve ser capaz de carregar todos os bancos de acumuladores da pressão de pré-carga até a pressão de trabalho em até 15 minutos, e também, as bombas devem iniciar e parar automaticamente. Este processo automático se dá através do uso de uma chave de pressão.
A bomba primária deve ser acionada sempre que a pressão do sistema ficar abaixo de 90% da pressão de trabalho e ser desligada quando a pressão alcançar de 97% a 100% da pressão de trabalho. A bomba secundária deve ser acionada quando a pressão ficar abaixo de 85% da pressão de trabalho e desse modo ser desligada quando a pressão alcançar 95% da pressão de trabalho.
Banco de Acumuladores Topside e Subsea
Reservatório e Unidade de Mistura
De acordo com as especificações da API 16D (2005), a capacidade de armazenamento do reservatório deve ser no mínimo igual ao volume total de fluido armazenado nos acumuladores mais o volume do maior banco de acumuladores.
O fluido hidráulico armazenado é uma mistura de água potável e concentrado, sendo este os mais comuns “Stack Magic 200”, “Pelagic 50” ou “Erifon HD 856”. O percentual do concentrado varia de 2% a 5%. Valores percentuais muito baixos de concentrado geram corrosão, no qual é um efeito muito prejudicial às válvulas de controle, atuadores e pistões do sistema. Dependendo da profundidade do poço a ser perfurado, para prevenir o congelamento do fluido hidráulico o Glycol pode ser adicionado na mistura.
Unidade de Controle do Desviador (Diverter)
FCM (Manifold de Controle do Fluido)
Sistemas de Controle Hidráulico
O BOP possui diferentes sistemas de controle, que variam de acordo com as particularidades do projeto de utilização, nos quais podem ser classificados em: controle hidráulico direto, pilotado ou multiplexado.
Os primeiros sistemas de controle remoto de BOP consistiam em linhas hidráulicas individuais conectadas a cada atuador do conjunto. São usadas válvulas para controlar o fluído hidráulico, abrindo e fechando os preventores e as válvulas do conjunto de alta pressão. Esse sistema é conhecido como sistema de controle hidráulico direto e é usado, principalmente, em sondas terrestres.
No final da década de 1930, a perfuração de poços de petróleo passou da terra para áreas pantanosas costeiras e baías rasas. As operações de perfuração nas baías rasas geralmente utilizavam plataformas de madeira montadas sobre estacas também de madeira. Na Louisiana, barcaças foram afundadas em canais dragados com profundidade de água de 1,2 a 2,4 metros e fixadas com estacas e palafitas de madeira.
O primeiro poço offshore foi perfurado perto de New Orleans, em 1947 e, à medida que a tecnologia de perfuração foi se desenvolvendo, as perfurações foram atingindo águas cada vez mais profundas.
Inicialmente, o mesmo tipo de sistema de controle hidráulico direto de BOP usado em terra foi usado nas perfurações na costa marítima. O conjunto do blowout preventer (BOP) ficava localizado em uma plataforma ou no fundo da água, a pouca distância.
Podemos então classificar os três tipos de Sistemas de Controle dos Drilling BOPs conforme abaixo:
■ Controle Hidráulico Direto
■ Controle Hidráulico Pilotado
■ Controle Multiplexado
A utilização de um determinado sistema de controle de BOP depende da distância/profundidade do poço:
■ Sistema Hidráulico Direto: Até 150 metros;
■ Sistema Hidráulico Pilotado: 1220 metros;
■ Sistema Multiplexado: Acima de 1220 metros.
Controle Hidráulico Direto
O sistema hidráulico direto é muito simples em termos de projeto, o que resulta em um equipamento de custo baixo, mas, operar várias linhas hidráulicas extensas em um umbilical por grandes distâncias torna-se muito caro. Além disso, a velocidade com o que o sistema hidráulico opera o equipamento de controle do BOP cai quando a distância à fonte hidráulica aumenta.
Como consequência, um sistema de controle hidráulico direto de BOP tem um alcance de profundidade de menos de 150 metros.
Controle Hidráulico Pilotado
A geração seguinte em sistemas de controle de BOP foi o sistema de controle hidráulico pilotado. Nesses sistemas, um módulo hidráulico é colocado no conjunto de preventores de erupção e o conjunto é abaixado até a cabeça do poço localizada no fundo do oceano.
O módulo hidráulico é, simplesmente, um conjunto de válvulas hidráulicas pilotadas que direcionam o fluido para a função de abertura ou fechamento no BOP selecionado ou na válvula do conjunto de alta pressão. As funções pilotadas do módulo são operadas por pequenas linhas hidráulicas que vão até o módulo desde a superfície, onde as funções são controladas por painéis localizados no piso, no escritório ou em alguma outra área da sonda.
O menor tamanho das linhas hidráulicas pilotadas e a necessidade de apenas uma ou duas grandes linhas hidráulicas reduzem o custo e o tamanho do umbilical que vai da sonda até o conjunto do preventor de erupção. O custo do equipamento e a complexidade desse sistema aumentam devido ao uso de um módulo hidráulico.
A funcionalidade desse equipamento alcança 1.220 metros de profundidade. A esta profundidade, os sinais de controle transmitidos pelo umbilical hidráulico aumentam o tempo de resposta no BOP a um nível inaceitável. Esse tipo de sistema ainda é utilizado na perfuração de águas rasas.
Controle Hidráulico Multiplexado
O sistema de controle multiplexado do BOP foi introduzido como solução as restrições do sistema hidráulico pilotado durante a década de 1970 para superar o tempo de atraso do sinal hidráulico excessivamente grande para o controle do BOP hidráulico convencional em águas profundas.
Para atender os requerimentos de segurança que estão sendo introduzidos (atender os padrões API), com a complexidade da perfuração de poços cada vez mais profundos, é exigido que o sistema de controle tenha a capacidade de reagir muito rápido e com precisão a situações de emergência.
No caso do controle de desconexão de emergência, por exemplo, o sistema tem de realizar a sequência pré programada, para fechar os preventores e colocar o sistema da condição segura de abandono do poço.
Conclusão
Até o advento da perfuração em águas profundas a operação do BOP Stack era realizada a partir de sistemas de controle hidráulico, no qual o fluido de pilotagem das funções era conduzido por mangueiras da superfície da plataforma até o BOP no fundo do mar.
Com a evolução da tecnologia de exploração de petróleo, os poços foram sendo encontrados em lâminas d’água cada vez mais profundas, fazendo com que um sistema inteiramente hidráulico fosse perdendo a eficiência no que diz respeito ao tempo de resposta das funções, devido à expansão volumétrica das mangueiras em grandes distancias.
Para operações em águas profundas, transmissão submarina de sinais elétrico/ópticos (ao invés de hidráulico) proporciona curto tempo de resposta. Os sistemas eletros-hidráulicos empregam sistemas de multi-cabos, tendo um par de fios dedicados a cada uma das funções para operar as válvulas solenóides submarinas que enviam os fluidos pilotos hidráulicos para as válvulas de controle que operam as funções do BOP, já os sistemas de controle multiplex empregam comunicações em série com múltiplos comandos sendo transmitidos sobre os fios condutores individuais ou fibras.
Transmissão e processamento de dados eletrônico/ópticos são usados para fornecer a segurança de codificação e confirmação dos sinais funcionais, de modo que um sinal disperso, diafonia ou curto-circuito não execute uma função (API 16D, 2005).
Os principais equipamentos do sistema de controle Multiplex do BOP são: Unidade de Mistura (Mixing Unit), Unidade Hidráulica (HPU), Bancos de Acumuladores, Unidade de Controle do Desviador (Diverter), Unidade Central de Controle (CCU), Painel de Distribuição de Energia (PDP), Fonte de Alimentação Ininterrupta (UPS), Painéis Auxiliares de Operação, Pod’s, Módulo Eletrônico Submarino (SEM).
Os POD’s são usados em pares de unidades ativa e reserva. Os dois módulos são chamados de Azul e Amarelo, sendo suportados elétrica/eletronicamente por cabos umbilicais, também chamados de Azul e Amarelo. As duas unidades recebem e ativam a válvula, mas somente uma fornece o fluido para alimentar os equipamentos submarinos (HYDRILL, 2007)
O POD é dividido em duas seções como pode ser visto na imagem acima: seção eletrohidráulica e seção hidráulica. Além de toda a sistemática já explicada, uma das partes mais fundamentais adicionalmente do sistema de controle multiplexado é o Sistema Supervisório (Interface HMI) com sua interface de controle demonstrada baixo [fabricante Cameron]. NOTA: Detalhes acerca do sistema supervisório não serão cobertos nesse artigo devido complexidade e extensão do tem.
Referências:
http://www.cooper-cameron.com/
American Petroleum Institute (API). API 16D: SPEC 16D. SPEC STANDARD. Houston, 2005.
Nogueira Marinho, Gustavo e da Rocha Pereira, Guilherme: DESENVOLVIMENTO DE UM SIMULADOR DIDÁTICO DE OPERAÇÃO DO SISTEMA DE CONTROLE MULTIPLEXADO DO BLOWOUT PREVENTER EM LABVIEW™
BACKÉ, W. Grundlagen der Ölhydraulik. 7° ed. Aachen: Institut für Hydraulische und Pneumatische Antriebe und Steuerungen – IHP, 1988.
Cooper Cameron, Cameron Division: Cameron Replacement Parts Catalog, 2002.
HYDRIL. Controls Division: HYDRIL Technical Training (MUX). Rio de Janeiro, 2007. (Apostila).
MACIEL, M. F. Sistema Multiplex – Sistema Acústico. Petrobrás S.A, 1984
Este post tem 11 comentários
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