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O acidente e as lições do caso DeepWater Horizon

No dia 20 de Abril de 2010, por volta das 21h local, no Golfo do México, uma explosão na plataforma de perfuração Deepwater Horizon, de propriedade da empresa Transocean e operando para a BP – British Petroleum, deu início ao que é registrado como um dos mais graves acidentes do setor de Exploração e Produção de Petróleo. A unidade afundou após 36 horas de intenso incêndio, deixando onze pessoas mortas, dezessete feridas e o poço Macondo, a 48 milhas náuticas da costa e 148 milhas náuticas do porto de recursos mais próximo, no estado da Louisiana, aberto por 87 dias consecutivos no que é considerado o maior vazamento da história dos Estados Unidos, talvez mesmo um dos maiores a nível mundial.

Cerca de cinco meses após o acidente, uma comissão interna da BP, formada por diversos profissionais do setor, divulgou um relatório com a descrição dos eventos anteriores a esse fatídico dia, desde o início do poço por uma outra plataforma até o descontrole do mesmo alguns minutos antes da primeira explosão a bordo da D. Horizon. Relata ainda todas as tentativas realizadas para tentar fechar o BOP e intervir no poço aberto. O Relatório é concluído com oito motivos considerados como chave para a ocorrência de tão grave acidente.

Esse artigo busca relatar os eventos anteriores ao descontrole do poço, os oito motivos-chave que formaram a cadeia que levou ao acidente e os procedimentos considerados adequados para o controle de tais situações, de interesse a todos do setor, especialmente no Brasil, já que nosso trabalho de E&P em águas profundas até mesmo superam os do Golfo do México. O objetivo é dar divulgação aos riscos de uma operação tão sensível e tão rotineira no offshore.

 

1.  Conceitos Importantes: Blow-Out e Perfuração

O que ocorreu a bordo da Deepwater Horizon foi uma situação de descontrole do poço, o chamado Blow-Out. Mas para entendermos o que é um evento de controle de Poço como esse, é preciso que entendamos o passo-a-passo de uma perfuração e as características de um reservatório de Petróleo.

 1.1 – O Reservatório

Um reservatório de petróleo é uma rocha que reúne uma série de condições e características determinantes. São elas:

  • Porosidade: nem toda rocha pode ser um reservatório. Rochas não são corpos únicos, mas sim formados por minúsculos grãos de minerais. É necessário que a granulometria da rocha seja adequada, isso porque o hidrocarboneto fica armazenado nos espaços vazios entre os grãos. Portanto, se os grãos forem muito pequenos ficarão bastante compactados e esse espaço também é insuficiente; já se forem muito grandes, a rocha pode ser muito quebradiça, o que a torna inadequada para ser um bom reservatório. Os tipos mais comuns de rochas reservatório são as carbonáticas ou areníticas.

  • Permeabilidade: é a medida da comunicação existente entre os poros da rocha, formando enormes “dutos” por onde o petróleo pode circular. É definida por uma fórmula que não convém a este estudo, mas é de extrema importância seu cálculo para a engenharia do poço, uma vez que deseja-se produzir a maior parte do reservatório possível, ou seja, o objetivo é que o hidrocarboneto flua dos pontos mais distantes do reservatório para o interior do poço. Isso só pode ser atingido se houver uma grande comunicação entre os espaços vazios, os poros, da rocha reservatório.

  • Pressão Natural: dadas as diversas localizações das rochas reservatório nas placas tectônicas é natural que elas apresentem-se a pressões extremamente maiores que a atmosférica. É a diferença entre a pressão do reservatório e a pressão no interior do poço que faz com que o hidrocarboneto migre para o duto formado pelo poço, e assim suba até a área de produção. Durante a perfuração, essa pressão deve ser bem monitorada e controlada, utilizando-se para isso o fluido de perfuração, mais conhecido como “Lama”. Durante toda a perfuração, a lama segue por dentro do tubo de perfuração (Drill Pipe) e ferramentas da coluna (heavy-weights, espaçadores e motores) desde a plataforma, pressionada para baixo por enormes bombas, até aberturas na broca. Ao mesmo tempo que resfria a broca e carreia os cascalhos resultantes do movimento de rotação da mesma para a unidade marítima, a lama exerce pressão sobre as paredes do reservatório, na mesma intensidade da pressão natural do poço, de modo a eliminar o diferencial de pressão existente. Essa pressão é monitorada continuamente, sempre exercendo a pressão na coluna para contrabalancear o reservatório.

1.2 – A Perfuração

A execução de um poço de petróleo depende de tantos fatores que seria inviável discutir todos neste artigo. Basicamente o principal estudo deve ser feito focando as rochas que serão atravessadas, as pressões que serão enfrentadas e os intervalos em que os hidrocarbonetos irão surgir. Do estudo dessas diversas variáveis resulta um projeto de engenharia de poço, indicando os revestimentos, densidades da lama a utilizar, pressões prováveis a serem encontradas, etc.

Um poço é construído na forma de um grande funil. Os primeiros metros de profundidade utilizam tubos de revestimento de 30 polegadas de diâmetro. A partir de determinada profundidade, a ser definida no estudo do gradiente de pressões do reservatório, outro revestimento de menor diâmetro, normalmente 20 polegadas, é assentado. E essa sequência de redução gradativa do diâmetro de revestimento segue até a coluna de revestimento atingir uma média de 9 polegadas, no trecho ultrapassando o reservatório que contém o hidrocarboneto a ser produzido. A cada assentamento de coluna de revestimento, ocorre uma operação de cimentação, para completar o espaço vazio entre o tubo de revestimento e a parede do reservatório, de modo que não ocorra nenhum tipo de diferencial de pressão nesse pequeno espaço que induza o hidrocarboneto a fluir. A partir do momento em que a perfuração atinge profundidades onde começam a surgir bolsões de gás e pequenas reservas de óleo, é colocado sobre a cabeça do poço uma peça chamada BOP, sigla de Blow-out Preventer, que fecha, de maneira automática, por comando remoto ou local, o poço em caso de uma eventual diferença de pressão súbita, ou por reconhecimento, por parte da equipe de perfuração a bordo da plataforma, da presença de hidrocarbonetos no fluido de perfuração.

 

A intervalos regulares a operação é paralisada, para medições no poço, a chamada perfilagem. Utilizando ferramentas diversas, mede-se a porosidade, permeabilidade, pressões e presença de líquidos no reservatório. Quando todo o assentamento de revestimento está pronto e a cimentação confirmada, seja por testes de pressão ou por perfilagem, introduz-se os risers rígidos de produção no interior do poço, que são tubos semelhantes aos de perfuração, mas com 7 polegadas de diâmetro. Na ponta dessa coluna de produção uma série de equipamentos é posicionada, visando a segurança e a viabilidade da produção. Uma vez que toda a estrutura esteja posicionada, dá-se o canhoneio, que é a explosão controlada de uma massa plástica, fazendo com que a energia rasgue o revestimento e a cimentação, expondo somente um pequeno trecho de reservatório ao interior do poço. Será por esse trecho que o óleo fluirá. Eventualmente pode ser necessário uma operação de estimulação do poço, por meio de ácidos que circulem por todo a sistema, visando facilitar o início da produção do hidrocarboneto.

1.3 – Blow-Out

Um blow-out ocorre quando não é mais possível controlar a pressão no interior do poço, e os hidrocarbonetos ganham as condições adequadas para fluir livremente no sistema. Vários podem ser os motivos de um blow-out, estando entre os principais uma falha nas bombas de lama, falha no cálculo de densidade do fluido de perfuração e no controle de injeção ou retirada de fluido no poço.

Na ocasião de descontrole de poço e o consequente ingresso de óleo e gás na coluna de perfuração, esses hidrocarbonetos que inicialmente estavam com suas moléculas bastante comprimidas devido ás altas pressões do reservatório começam expandir conforme se deslocam por pressões cada vez menores. Se nada for detectado, o óleo e o gás prosseguirão o caminho até o interior da plataforma, onde bastará uma pequena centelha para causar uma enorme explosão na massa gasosa que estará livre no ambiente.

Um blow-out não ocorre de uma hora para outra, são necessárias até algumas horas para que esse processo aconteça. Os primeiros sinais notados referem-se à densidade da lama: com o ingresso de óleo e gás, o fluido tende a diminuir sua densidade por estar na verdade misturado com hidrocarbonetos naturalmente mais leves que a lama. Outro ponto a ser observado continuamente é o peso que a coluna de perfuração apresenta: há de se ter controle da quantidade de tubos e ferramentas na coluna, e o peso de cada uma durante a instalação ou intervenção em peças do poço; durante a perfuração, fora o peso da coluna ainda há a força que a plataforma exerce para baixo, em conjunto com o movimento de rotação da broca.

Esse peso é importante, pois quando o reservatório começa a produzir esse óleo indesejado é normal que o fluxo exerça uma força para cima, diminuindo o peso observado na coluna. É a fase inicial do blow-out, e é conhecido como kick. A principal ferramenta para evitar o descontrole é o BOP. Formado por 3 equipamentos distintos, cada um com uma capacidade e característica própria, o BOP fecha o poço de maneira emergencial, evitando que o óleo atinja a unidade. Uma vez entendido o motivo que levou o descontrole do poço, pode-se abrir novamente a ferramenta para efetivamente retomar o controle e encerrar essa produção indesejada que é o blow-out.

2. O Poço da Deepwater Horizon

O reservatório onde situa-se o poço da D. Horizon situa-se no campo de Mississipi Canyon, bloco 252, chamado de Macondo. Era um poço de exploração que visava a detecção de hidrocarbonetos em quantidade economicamente viável. A profundidade inicialmente projetada era de 19.150 pés, com assentamento de 8 colunas de revestimento e testes de produção baseados em gradientes de pressão controlados utilizando o BOP fechado.

 O poço teve início no dia 06 de outubro de 2009, com a plataforma “Marianas”, de propriedade da Transocean. Em 08 de novembro de 2009 o poço foi fechado devido à passagem do furacão Ida pela região. A Marianas ficou seriamente avariada pelo furacão e precisou abandonar a locação para reparos em um estaleiro, sendo substituída pela Deepwater Horizon no dia 31 de janeiro de 2010.

A D. Horizon era uma plataforma de apenas 9 anos de vida operacional, tendo em seu histórico 30 poços construídos sem nenhum evento de controle de poço sério.

Equipada com sistema de posicionamento dinâmico de classe 3, tinha capacidade de perfurar a lâminas d´água máximas de 3.000 metros, podendo atingir até 35.000 pés de profundidade.

O poço foi reiniciado em fevereiro de 2010, com algumas anormalidades em pressões nas rochas, que eram maiores do que as inicialmente previstas, mas ainda dentro das capacidades da sonda. A operação teve três paralisações por eventos de controle de poço anteriores às do dia 20 de abril: no início de março encontrou-se uma zona e forte pressão de poros, que fez com que a circulação do poço fosse perdida e o BOP fechado; em 08 de março ocorreu um kick que inclusive danificou parte da coluna de perfuração e fez com que um tubo de perfuração ficasse preso no interior do poço; em 04 de abril o poço novamente perdeu circulação, a uma profundidade de 18.260 pés.

A perfuração retornou após esse último evento, prosseguindo até uma profundidade de 18.360 pés atingida no dia 09 de abril. Uma perfilagem foi feita durante os cinco dias seguintes, para identificar as zonas produtoras do reservatório. Uma limpeza de toda a coluna de poço foi realizada circulando fluido de completação (fluido mais limpo que a lama de perfuração), para condicionar o poço a uma futura produção.

No dia 16 de abril foi aprovado o abandono temporário do poço, uma vez que os objetivos exploratórios haviam sido atingidos. Começou então o procedimento para cimentação de uma pequena coluna de revestimento de 9 polegadas, chamada liner, até a profundidade de 18.304 pés, visando à instalação futura de equipamentos de fundo para a produção. Foi durante esse procedimento que ocorreu o acidente da Deepwater Horizon.

2.1 – As Horas Anteriores ao Acidente

Desde o dia 19 de abril, após o assentamento da última coluna de tubulação, a operação chave era a cimentação desse pequeno trecho. Após a conclusão da operação, um teste chamado pressão negativa teve início, para verificar a integridade do poço. Consiste em retirar a lama por outro fluido mais leve, fechar o BOP deixando somente uma rede específica, a linha de kill (uma rede especial do BOP para acesso direto ao interior poço em caso de necessidade de ação de controle) aberta para observar o fluxo no sistema. Se houver ingresso de hidrocarboneto no poço, o fluxo na linha de kill será detectado, verificando que o poço não está íntegro. Ao contrário, se não houver fluxo significa que a cimentação foi adequada, e a próxima operação tem início.

Segundo o relatório da BP, os membros que participaram do teste o consideraram satisfatório e prosseguiram para a próxima fase, que seria posicionar um plugue de cimento próximo ao reservatório e instalar um equipamento de fundo chamado Locking Sleeve bem acima do revestimento imediato à zona produtora, visando o isolamento do reservatório de maneira segura e consequente retirada do BOP e encerramento do poço.

Ainda segundo o relatório da BP, o BOP foi reaberto considerando o poço íntegro e a operação teve início na noite do dia 20 de abril, por volta das 20h50min. Durante os minutos seguintes, enquanto a plataforma fazia a circulação e troca de fluidos necessária para preparar a descida das ferramentas seguintes, um desequilíbrio hidrostático fez com que o poço começasse a permitir o fluxo de óleo, provavelmente no momento em que uma das bombas de lama teve sua vazão reduzida. Nos registros que seguiram, através de monitoramento dos indicadores da plataforma, enviados de forma real-time para a base operacional da BP, verificou-se uma série de indícios de alterações na densidade da lama, bem como das pressões no poço. A equipe a bordo da unidade não conseguiu reconhecer esses indícios até que o óleo já estivesse atingido a coluna de riser logo abaixo da plataforma. Uma ação equivocada do encarregado de perfuração, provavelmente por não avaliar adequadamente a quantidade de óleo que já estava se deslocando na coluna, fez com que o fluido impregnado de óleo fosse direcionado para o interior da plataforma, para um tanque de recebimento e posterior separação entre o fluido e o hidrocarboneto.

Uma série de eventos em sequência culminou na explosão a bordo da D. Horizon. O tanque de recebimento do fluido misturado com o óleo era pequeno para a quantidade destinada. Quando o mesmo encheu, o fluido vazou pelo suspiro, para o interior de uma sala de bombas de serviço, espalhando óleo e gás pelo ambiente. Neste ponto o encarregado da perfuração deu ordem para fechar o BOP, e um navio que operava com a unidade se afastou para fora da zona dos 500 metros.

O que acontece a seguir são fatos muito rápidos. Na sala onde o suspiro inundava de gás e óleo o ambiente, havia uma captação de ar da praça de máquinas, para injeção nos motores de combustão interna que movimentavam os geradores. Esse ar, rico em mistura explosiva devido ao volume de gás no ambiente, foi direcionado aos geradores 3 e 6. Quando o ar, já bastante rico, misturou-se ao combustível normal do gerador em um dos tempos da combustão interna, ocorreu um disparo no número de rotações dos geradores, ocasionando a primeira explosão, na praça de máquinas. Após dez segundos, uma segunda explosão de maior magnitude atingiu toda a Deepwater Horizon. Outras explosões menores foram ouvidas. Desde o momento inicial em que os operadores da sonda detectaram, tardiamente, o descontrole do poço, até o final com o abandono da plataforma, não conseguiu-se fechar o BOP por nenhum dos seus comandos remotos.

A plataforma afundou 36 horas depois da primeira explosão com o insucesso nas tentativas de controlar o fogo, continuamente alimentado pelo poço aberto logo abaixo. Sucessivas tentativas foram feitas com o intuito de fechar localmente o BOP, usando ROVs, mas nada foi alcançado. Após 87 dias de intenso vazamento no Golfo do México, um poço de intervenção foi perfurado ao lado do poço original, injetando lama de alta densidade e cimento para fechar o poço.

3 – Os Motivos

O relatório da BP aponta não um, mas oito motivos considerados chave na ocorrência desse acidente. Como em todo estudo de caso, uma árvore de acontecimentos foi montada, demonstrando como essa cadeia de eventos culminou em uma situação desastrosa. Os 8 motivos são os que seguem descritos abaixo, com a ilustração retirada do relatório da BP:

1.  A cimentação do revestimento feita no dia anterior não foi feita adequadamente. O cimento era de um tipo leve e com presença de nitritos. Provavelmente houve desprendimento de nitrogênio, que fez com que ocorressem falhas na integridade do cimento que não resistiram à pressão natural do poço e permitiram o fluxo de óleo. A BP concluiu que houve falha na avaliação do cimento, avaliação de risco da operação e falha na interpretação do teste de pressão negativa feito no poço algumas horas após a cimentação. A cimentação ficava a cargo da Halliburton.

2. A barreira instalada sobre o topo do reservatório, a locking sleeve, permitiu a passagem de óleo do reservatório para o interior do poço. Não haverá a possibilidade de avaliar a peça, uma vez que foi destruída com as ações realizadas para o fechamento do poço. A BP conclui que pode ter havido uma falha na produção da peça ou uma falha na instalação por parte da equipe de perfuração.

3. O teste de pressão negativa foi mal interpretado. Antes do abandono temporário do poço, foi feito um teste de pressão negativa, substituindo a lama por fluido mais leve, como a água do mar, criando um ambiente hidrostático desigual de maneira controlada. Houve vários indícios de ingresso de óleo no poço, mas tanto a equipe da BP, quanto a equipe da Transocean, não souberam interpretar os resultados do teste.

4. O fluxo não foi identificado pela equipe de perfuração antes que o óleo chegasse no riser. Essa demora em responder ao blow-out foi um fator complicador, já que havia uma condição de balanço hidrostático muito difícil de ser controlado. Cerca de 40 minutos seriam necessários para que o óleo migrasse até a plataforma, portanto houve uma forte demora na resposta.

5. A ação tomada de maneira a responder ao blow-out, migrando o fluido para o interior da sonda em vez de modificar o fluxo para a rede que jogaria para o ambiente externo (overboard discharge), foi o fator gerador da explosão na plataforma. Caso o fluido tivesse sido jogado no mar haveria mais tempo para preparar uma resposta adequada ao evento, e mesmo o impacto ambiental seria menor, sem contar na perda das 11 vidas.

6. A sala que continha o suspiro do tanque e o separador de óleo e gás do fluido de perfuração continha uma série de captações de ar e suspiros de outros sistemas. O sistema de separação também foi mal utilizado, já que ele não possuía capacidade de atender a toda a quantidade de fluido destinada a ele quando o encarregado da perfuração direcionou o fluxo do poço para o sistema.

7. O sistema de detecção de gás e incêndio não alertou para a presença de gás em locais que não eram classificados como eletricamente protegidos, como dutos de ar condicionado e ventilações em geral da plataforma.

8. Os 3 modos de acionar o BOP em situações de emergência falharam. As explosões desarmaram ou destruíram o sistema de desconexão de emergência, que seria o método primário de acionamento. Os dois controles eletrônicos do BOP, chamados de pods amarelo e azul, não acionaram o BOP automaticamente com a perda de energia da plataforma ou perda da hidráulica do sistema: o pod amarelo apresentava uma válvula solenóide defeituosa e que portanto não atuou; o pod azul apresentava sua bateria de acionamento descarregada.

4 – Conclusões

Como todo acidente, este também se desenvolveu a partir de falhas de interpretação, manutenção e avaliação cautelosa de todas as etapas do poço. Uma operação rotineira da sonda deveria ter sido mais planejada, e o treinamento da equipe de perfuração ser melhorado, no intuito de identificar com rapidez prováveis falhas e acontecimentos do poço.

O acidente da Deepwater Horizon acende uma enorme luz amarela no setor offshore, em especial no Golfo do México e aqui no Brasil, onde os poços caminham cada vez mais para águas profundas. O investimento que ocorre no avanço tecnológico de novos e melhores equipamentos, plataformas com maior capacidade e velocidade de perfuração, brocas mais efetivas, engenharia de poço avançada, também deve ocorrer na manutenção custosa que essa tecnologia carrega com ela, e principalmente no treinamento e desenvolvimento de aptidões na equipe de trabalhadores que atua dia-a-dia no setor. Não basta saber como operar o equipamento, deve-se saber seus princípios.

Não basta olhar indicadores e medidores e agir conforme uma regra pré-programada, deve-se entender o que aqueles valores significam e a implicação de um fator no total da engenharia do poço. Necessitamos de profissionais mais bem treinados e capacitados, com maior qualificação para ocupar determinadas posições. Entende-se que a experiência é fundamental, mas ela deve vir acompanhada de uma sólida base técnica do trabalho realizado. O comprometimento e a comunicação entre as diversas operações conjuntas que ocorrem a bordo deve ser exigência pessoal, de maneira a não permitir que uma cadeia perigosa de eventos comece a se desenvolver. Falta o investimento humano no setor, comprometimento com as pessoas que estão trabalhando para atingir resultados, não somente com os resultados.

Autor: Diego Tavares Bonfim