Fundamentos Engenharia Petr leo Thomas - 2001, Notas de estudo de Cultura

Baixe Fundamentos Engenharia Petr leo Thomas - 2001 e outras Notas de estudo em PDF para Cultura, somente na Docsity! Autores Attilio Alberto Triggia, Mestre em Engenharia de Petróleo pela Universidade de Tulsa, EUA, é aposentado da Petrobras onde sempre atuou na área de elevação de petróleo. Carlos Alberto Correia, graduado em Geologia pela Universidade Federal da Bahia, atua na área de geologia de petróleo. Clodoveu Verotti Filho, Engenheiro de Processamento, Mestre em Engenharia Química pela Universidade Federal da Bahia, atua nas áreas de processamento de petróleo e engenharia econômica. José Augusto Daniel Xavier, Mestre em Engenharia de Petróleo pela Universidade do Texas em Austin, EUA, atua na área de engenharia de reservatórios. José Carlos Vieira Machado, Químico de Petróleo e Mestre em Química Ambiental pela Universidade Federal da Bahia, atua na área de quimica de petróleo e fluidos de perfuração. José Eduardo Thomas, Mestre em Geofísica Aplicada pela Universidade de Houston, EUA, atua na área de geofísica de petróleo. José Erasmo de Souza Filho, Químico de Petróleo, Mestre em Engenharia Sanitária e Ambiental pela Universidade Federal da Paraíba, atua na área de processamento primário de petróleo. José Luiz de Paula, Mestre em Engenharia de Petróleo pela Universidade de Campinas, atua na área de completação de poços de petróleo. Nereu Carlos Milani De Rossi, Mestre em Engenharia de Petróleo pela Universidade Federal de Ouro Preto, com especialização na área de elevação de petróleo. Nilton Emanuel Santos Pitombo, graduado em Engenharia Civil pela Universidade Federal da Bahia, com especialização em Engenharia de Petróleo, na Petrobras, com atuação nas áreas de completação, avaliação de poços e engenha- ria econômica. Paulo Cezar Vaz de Melo Gouvêa, graduado em Engenharia Civil pela Universidade Federal de Juiz de Fora, com especialização em Engenharia de Petróleo, na Petrobras, atua na área de per- furação de poços de petróleo. Renato de Souza Carvalho, Doutor em Engenharia de Petróleo pela Universidade de Tulsa, EUA., atua nas áreas de engenharia de reservatórios e avaliação das formações. Roberto Vinicius Barragan, Mestre em Engenharia de Petróleo pela Universidade de Campinas, atua na área de perfuração de poços petróleo. p A indústria de petróleo no Brasil foi instalada, com inequívoco sucesso, com a criação da PETROBRAS que, desde o início das atividades, tem investido pesadamente na capacitação técnica dos seus empregados. Hoje essa competência técnica é reconhecida internacionalmente. O ensino da Engenharia de Petróleo no Brasil teve início com um convênio entre o antigo Conselho Nacional do Petróleo e a Universidade Federal da Bahia (UFBA). A Escola Politécnica da UFBA realizou o primeiro curso de Engenharia de Petróleo, cominício, em 1952 e duração de três anos. Com a criação da PETROBRAS, foi fundado o Centro de Aperfeiçoamento de Pesquisas de Petróleo (CENAP), em 1955, com o objetivo de formar especialistas e desenvolver pesquisas em exploração e produção de petróleo. O CENAP teve várias denominações ao longo de sua história, em função das diferentes vinculações no organograma da Companhia, mas sempre atuando na execução de uma política arrojada de aperfeiçoamento de recursos humanos. Hoje o orgão faz parte da Universidade Corporativa PETROBRAS (Núcleo Bahia). Os primeiros cursos foram ministrados por professores estrangeiros que, gradualmente, foram substituídos por profissionais brasileiros egressos dos primeiros cursos. Em 1957 foram iniciados, também, em convênio com a UFBA, os cursos de formação em geologia de petróleo, de geofísicos e de químicos de petróleo. Posteriormente esses cursos também passaram a ser ministrados pela PETROBRAS. Paralelamente aos cursos de formação, a partir da década de 60, foram criados cursos de aperfeiçoamento e de reciclagem nas áreas de geologia, engenharia e química de petróleo. Até o final de 2000, mais de 2.500 profissionais foram formados pelo Núcleo Bahia e mais de 85.000 participantes já passaram pelos seus cursos de aperfeiçoamento e reciclagem, em diversas áreas de conhecimento. Os autores deste livro fazem parte do corpo docente da Universidade Corporativa Petrobras - Núcleo Bahia. age a FUNDAMENTOS DE ENGENHARIA | DE PETRÓLEO FUNDAMENTOS DE ENGENHARIA DE PETRÓLEO Autores: Atilio Alberto Triggia - Carlos Alberto Correia Clodoveu Verotti Filho - José Augusto Daniel Xavier José Carlos Vieira Machado - José Eduardo Thomas (organizador) José Erasmo de Souza Filho - José Luiz de Paula Nereu Carlos Milani De Rossi - Nilton Emanuel Santos Pitombo Paulo Cezar Vaz de Melo Gouvea - Renato de Souza Carvalho Roberto Vinicius Barragan e PETROBRAS HI EDITORA INTERCIÊNCIA Rio de Janeiro - 2001 Copyright O 2001, by José Eduardo Thomas Diagramação: Vera Barros Capa: Cléber Luis Fotos da Capa: Eliana Fernandes (fotos de 1996, na bacia de Campos, RJ) Direitos Reservados em 2001 por: Editora Interciência Lida. “Brasil. Catalogação-na-Fonte Sindicato Nacional dos Editores de Livros, RJ F977 Fundamentos de engenharia de petróleo / José Eduardo Thomas, organizador. — Rio de Janeiro : Interciência : PETROBRAS, 2001. Inclui referências ISBN 85-7193-046-5 1. Petróleo. 2. Engenharia de petróleo. I. Thomas, José Eduardo. II. PETROBRAS. 00-1688. CDD 622.3382 CDU 622.323 E proibida a reprodução total ou parcial, por quaisquer meios, sem autorização por escrito da editora. As figuras 3.4 e 3.5 foram reproduzidas de NETILETON, L. L., 1971, as figuras 3.11 e 3.29 foram reproduzidas de SHERIFF, R. F., 1992 e a figuru 3.21 foi reproduzida de FRENCH, W. S., 197: com autorização da Society of Exploration Geophysici As figuras 3.22, 3.23a c 3.23b foram reproduzidas de BROWN, A. R., 1999, com autorização da American Association of Petroleum Geologists c do Sr. Alistair Brown. As figuras 3.31 até a 3.34 foram reproduzidas de JUSTICE, J. H. er alii, 1989, com autorização do Sr. James H. Justice. As figuras 3.284 e 3.28b foram reproduzidas de SHERIFF, R. E. 1992, com autorização do Sr. Rob A. Hardage. s Pra Editora Interciência Ltda. a Av. Presidente Vargas, 425/18º - Centro - Rio - RJ - 20.077-900 , | Tel:(21) 242-909º 1- Faxi(21) 242-7787 e-mail: editora O interciencia.com.br Impresso no Brasil - Printed in Br APRESENTAÇÃO Desde a sua criação a PETROBRAS vem buscando desenvolver as competências essenciais ao sucesso da Companhia, complementando a formação dos seus profissio- nais através de cursos internos ou mediante convênios com Universidades no Brasil e no exterior. Ao longo do tempo, muitos profissionais foram se engajando no processo de capacitação contínua, atuando como professores e produzindo um bom acervo de material didático que, gradualmente, vem sendo transformado em livros, como no caso específico do Fundamentos de Engenharia de Petróleo. Para isso, os autores contam com o apoio do Programa de Editoração de Livros Didáticos, hoje vinculado à Univer- sidade Corporativa PETROBRAS. Neste livro estão resumidos os conhecimentos e experiências didáticas de vários profissionais envolvidos com o Curso de Engenharia de Petróleo, que é ministrado internamente na PETROBRAS e tem sido o principal instrumento para a formação dos Engenheiros de Petróleo, no país. Trata-se de publicação pioneira em língua portugue- sa e que deve suprir uma lacuna existente em nossas bibliotecas técnicas. Desta forma, espera-se estar contribuindo para o desenvolvimento dos profissi- onais e estudantes interessados pela Engenharia de Petróleo. oO EL] PETROBRAS BRR O) qa pstasss finos x Fundamentos de Engenharia de Petróleo dedica-se ao upstream (exploração e produção) não contemplando o downstream (transporte e refino). Grande parte dos equipamentos empregados na indústria do petróleo é de origem estrangeira. A literatura também é estrangeira e a tradução para o português muitas vezes perde o significado. Apesar de todo o esforço, muitos termos foram mantidos no original em inglês, assim como também muitas das unidades de medida. José Eduardo Thomas Engº de Minas e Geólogo — UFRGS Geofisico Sênior — Petrobras thomas(Opetrobras.com.br INDICE ução TX C 01,0 PETRÓLEO 1 44 Histórico 1 1.1.1 Nomundo 1 112 NoBrasil 3 Constituintes do petróleo 4 12.1 Hidrocarbonetos 6 1.22 Não-hidrocarbonetos 9 Composição do petróleo 10 Classificação do petróleo 11 14.1 Classe parafínica 12 142 Classe parafínico-naftênica 12 143 Classe naftênica 12 144 Classe aromática intermediária 12 145 Classe aromático-naftênica 13 14.6 Classe aromático-asfáltica 13 2APÍTULO 2. NOÇÕES DE GEOLOGIA DE PETRÓLEO 15 2.1 Origem do petróleo 15 | 21.1 Migração do petróleo 16 212 Rocha-reservatório 17 21.3 Rochaselante 18 214 Aprisionamento do petróleo 19 03. PROSPECÇÃO DE PETRÓLEO 23 Métodos geológicos. 23 3.1.1 Geologia de superfície 23 3.12 Aerofotogrametria e fotogeologia 24 3.13 Geologia de subsuperfície 24 x Fundamentos de Engenharia de Petróleo 3.2 Métodos potenciais 26 32.1 Gravimetria 26 322 Magnetometria 28 3.3 Métodos sísmicos 29 33,1 Fontes e receptores sísmicos 30 332 Aquisição de dados sísmicos 31 333 Tipos de ondas sísmicas e velocidades de propagação 33 Sismograma sintético 35 Técnica CDP e obtenção de velocidades 36 Processamento de dados sísmicos 39 Interpretação de dados sísmicos 41 Sísmica tridimensional (3-D) 42 Sísmica aplicada à perfuração e ao desenvolvimento da produção 47 Sísmica 4-D 48 Sísmica de poço 49 CAPÍTULO 4. PERFURAÇÃO 55 4.1 Equipamentos da sonda de perfuração 55 4.1.1 Sistema de sustentação de cargas 55 4.12 Sistema de geração e transmissão de energia 58 4.1.3 Sistema de movimentação de carga S9 414 Sistema de rotação 62 4.1.5 Sistema de circulação 65 416 Sistema de segurança do poço 67 4.17 Sistema de monitoração 69 4.2. Colunas de perfuração 70 42.1 Comandos 70 Tubos pesados 70 Tubos de perfuração 71 Acessórios da coluna de perfuração 72 Ferramentas de manuseio da coluna 73 Dimensionamento da coluna de perfuração 74 4.3. Brocas 76 43.1 Brocas sem partes móveis 76 43.2 Brocas com partes móveis 78 4.4. Fluidos de perfuração 80 44.1 Propriedades dos fluidos de perfuração 81 442 Classificação dos fluidos de perfuração 83 Índice xm 4.5 Operações normais de perfuração 87 45.1 Alargamento e repassamento 87 452 Conexão, manobra circulação 87 453 Revestimento de um poço de petróleo 88 45.4 Cimentação de poços de petróleo 91 455 Perfilagem 99 456 Movimentação da sonda 99 4.6 Otimização da perfuração 99 46.1 Programa de revestimento 100 462 Programa de fluido de perfuração 100 463 Programa de brocas 100 464 Parâmetros mecânicos 101 465 Parâmetros hidráulicos 101 4.7 Operações especiais de perfuração [01 471 Controle de kicks 101 472 Pescaria 104 473 Testemunhagem 105 4.8 Perfuração direcional 106 481 Controle da verticalidade em poços verticais 106 48.2 Perfuração de poços direcionais 106 4.9 Perfuração marítima 109 49,1 Tipos de unidades 110 492 Sistemas de cabeça de poço submarino 113 493 Cabeça de poço em sondas flutuantes 117 494 Movimentos de uma sonda 118 49.5 Equipamentos auxiliares 119 “CAPÍTULOS. AVALIAÇÃO DE FORMAÇÕES 121 5.1 Perfilagem a poço aberto 122 5.1.1 Fundamentos de perfilagem 122 5.1.2 “Tipos de perfis 123 5.2 “Testes de pressão em poços 125 5.2.1 Objetivos dos testes 126 5.2.2 Tipos de testes de pressão 128 5.3 Perfilagem de produção 133 531 Production logging tool (PLT) 133 532 Thermal decay time log (TDT) 135  xIv Fundamentos de Engenharia de Petróleo CAPÍTULO6, COMPLETAÇÃO 137 6.1 Tipos de completação 137 6.1.1 Quanto ao posicionamento da cabeça do poço 137 6.1.2 Quanto ao revestimento de produção 138 6.1.3. Quanto ao número de zonas explotadas 139 6.2 Etapas de uma completação 140 62.1 Instalação dos equipamentos de superfície 140 622 Condicionamento do poço 141 623 Avaliação da qualidade da cimentação 141 624 Canhoneio 147 6.2.5 | Instalação da coluna de produção 147 626 Colocação do poço em produção 149 6.3, Principais componentes da coluna de produção 149 6.31 Tubos de produção 149 632 Shear-out 150 633 Hydro-trip 151 634 Nipples de assentamento 151 635 Camisa deslizante (sliding sleeve) 152 636 Checkvalve 152 6.3.7 Packer de produção 152 6.38 Unidade selante 155 639 Junta telescópica (TSR) 155 63.10 Mandril de gas-lift 156 63.11 Válvula de segurança de subsuperfície (DHSV) 157 6.4 Equipamentos de superfície 157 64.1 Cabeça de produção 158 642 Arvore de natal convencional (ANC) 158 643 Árvore de natal molhada (ANM) 160 6.5 Intervenções em poços 163 65.1 Avaliação 164 652 Recompletação 164 653 Restauração 164 654 Limpeza 166 6.5.5 Mudança do método de elevação 166 656 Estimulação 166 6.5.7 Abandono 168 CAPÍTULO 7. RESERVATÓRIOS 169 7.1 Propriedades básicas 169 7.1.1 Compressibilidade 169 7.12 Saturação 170 713 Permeabilidade absoluta 170 714 Permeabilidade efetiva 171 71.5 Permeabilidade relativa 173 7.1.6 Mobilidade 174 7.2 Regimesde fluxo 174 “73 Classificação dos reservatórios 176 73.1 Vaporização de uma substância pura 176 732 Mistura de hidrocarbonetos 178 733 Diagramas de fases 179 734 Tipos de reservatórios 180 7.4 Fluidos produzidos 182 741 Produção de óleo 183 Produção de gás 183 Produção de água 183 RGO,RAOeBSW 183 Histórico de produção 184 Fator volume de formação do gás 184 Fator volume de formação do óleo 185 Razão de solubilidade 186 7.5 Mecanismos de produção 187 75.1 Mecanismo de gás em solução 188 75.2 Mecanismo de capa de gás 190 75.3 Mecanismo de influxo de água 191 754 Mecanismo combinado 192 755 Segregação gravitacional 193 Estimativas de reservas 194 76.1 Definições 194 746.2 Fator de recuperação e reservas 195 76.3 Condições de abandono e volume recuperável 196 764 Métodos de cálculo 197 Métodos de recuperação 200 7.7.1 Métodos convencionais de recuperação 201 772 Eficiências de recuperação 203 7.73 Reservas e métodos de recuperação 204 7.74 Métodos especiais de recuperação 205 8.ELEVAÇÃO 209 Elevação natural — poços surgentes 209 8.1.1 Fatores que influem na produção acumulada por surgência 210 812 Fluxo no mcio poroso 211  13 Fundamentos de Engenharia de Petróleo Nos anos seguintes a perfuração rotativa se desenvolve e progressivamente substitui a perfuração pelo método de percussão. A melhoria dos projetos e da quali- dade do aço, os novos projetos de brocas e as novas técnicas de perfuração possibili tam a perfuração de poços com mais de 10.000 metros de profundidade. A busca do petróleo levou a importantes descobertas nos Estados Unidos, Venezuela, Trinidad, Argentina, Bomeu e Oriente Médio. Até 1945 o petróleo pro- duzido provinha dos Estados Unidos, maior produtor do mundo, seguido da Venezuela, México, Rússia, Irã e Iraque. Com o fim da Segunda Guerra, um novo quadro geopolítico e econômico se delineia e à indústria do petróleo não fica à margem do processo. Ainda nos anos 50, os Estados Unidos continuam detendo metade da produção mun- dial, mas já começa a afirmação de um novo pólo produtor potencialmente mais pujante no hemisfério oriental. Essa década marca, também, uma intensa atividade exploratória. e começam a se intensificar as incursões no mar, com o surgimento de novas técnicas exploratórias. Com o passar dos anos foi desenvolvida grande variedade de estruturas marí- timas, incluindo navios, para portar os equipamentos de perfuração. Atualmente, algumas destas unidades de perfuração operam em lâminas d'água maiores que 2.000 metros. A década de 60 registra a abundância do petróleo disponível no mundo. O excesso de produção, aliado aos baixos preços praticados pelo mercado, estimula o consumo desenfreado. O deslocamento de polaridade que já se fazia prever na di da anterior começa a se afirmar. Os anos 60 revelaram grande sucesso na exploração de petróleo no Oriente Médio e na então União Soviética, o primeiro com expressi- vas reservas de óleo e o segundo com expressivas reservas de gás. Os anos 70 forum marcados por brutais elevações nos preços do petróle tornando econômicas grandes descobertas no Mar do Norte e no México. Outras grandes descobertas ocorrem em territórios do Terceiro Mundo e dos países comu- nistas, enquanto que os Estados Unidos percebem que suas grandes reservas de pe- tróleo já se encontram esgotadas, restando-lhes aprimorar métodos de pesquisa para localizar as de menor porte e de revelação mais discreta, Acontecem, então, os gran des avanços tecnológicos no aprimoramento de dispositivos de aquisição, processamento e interpretação de dados sísmicos, como também nos processos de recuperação de petróleo das jazidas já conhecidas. Os anos 70 marcam, também. significativos avanços na geoquímica orgânica, com consegiiente aumento no enten- dimento das áreas de geração e migração de petróleo. Nos anos 80 e 90, os avanços tecnológicos reduzem os custos de exploração e de produção, criando um novo ciclo econômico para a indústria petrolífera. Em 1996, as reservas mundiais provadas eram 60% maiores que em 1980, e os custos médios de prospecção e produção caíram cerca de 60% neste mesmo período. Assim, ao longo do tempo, o petróleo foi se impondo como fonte de energia. Hoje, com o advento da petroquímica, além da grande utilização dos seus deriva dos, centenas de novos compostos são produzidos, muitos deles diariamente utili- zados, como plásticos, borrachas sintéticas, tintas, corantes, adesivos, solventes, detergentes, explosivos, produtos farmacêuticos, cosméticos, etc. Com isso, o pe- tróleo, além de produzir combustível, passou a ser imprescindível às facilidades e comodidades da vida moderna. lo 1. O Petróleo 3 1.2 No Brasil A história do petróleo no Brasil começa em 1858, quando o Marquês de Olinda o Decreto nº 2.266 concedendo a José Barros Pimentel o direito de extrair al betuminoso para fabricação de querosene, em terrenos situados às margens arau, na então província da Bahia. No ano seguinte, o inglês Samucl Allport, a construção da Estrada de Ferro Leste Brasileiro, observa o gotejamento de em Lobato, no subúrbio de Salvador. Contudo, as primeiras notícias sobre pesquisas diretamente relacionadas ao leo ocorrem em Alagoas em 1891, em função da existência de sedimentos argi- betuminosos no litoral. O primeiro poço brasileiro com o objetivo de encontrar leo, porém, foi perfurado somente em 1897, por Eugênio Ferreira Camargo, no icípio de Bofete, no estado de São Paulo. Este poço atingiu a profundidade final 188 metros e, segundo relatos da época, produziu 0,5 m” de óleo. Em 1919 foi criado o Serviço Geológico e Mineralógico do Brasil, que perfu- m sucesso, 63 poços nos estados do Pará, Alagoas, Bahia, São Paulo, Paraná, ta Catarina e Rio Grande do Sul. sob a jurisdição do recém-criado Departamento Nacional de Pro- p Mineral (DNPM), inicia-se a perfuração do poço DNPM-163, em Lobato, BA, a ser o descobridor de petróleo no Brasil, no dia 21 de janeiro de 1939. O o foi perfurado com uma sonda rotativa e encontrou petróleo a uma profundidade metros. Apesar de ter sido considerado antieconômico, os resultados do poço n de importância fundamental para o desenvolvimento das atividades petrolífe- o país. Eis o final de 1939 aproximadamente 80 poços tinham sido perfurados. O pri- O campo comercial, entretanto, foi descoberto somente em 1941, em Candeias, BA. A partir de 1953, no governo Vargas, foi instituído o monopólio estatal do petró- a criação da Petrobras, que deu partida decisiva nas pesquisas do petróleo Maranhão, Ceará, Rio Grande do Norte, Alagoas, Sergipe, Bahia, Espíri- n io de Janeiro. Paraná, São Paulo e Santa Catarina. Cada década na Em- tem sido marcada por fatos de grande relevância na exploração de petróleo no a década de 50 foram as descobertas dos campos de petróleo de Tabuleiro dos em Alagoas. e Taquipe, na Bahia. Na década de 60 foram os campos de ópolis, em Sergipe. e Miranga, na Bahia. Ainda em Sergipe, um marco notável década foi a primeira descoberta no mar. o campo de Guaricema. O grande fato dos anos 70, quando os campos de petróleo do Recôncavo Baiano na maturidade, foi a descoberta da província petrolífera da Bacia de Cam- “|, através do campo de Garoupa. Nessa mesma década outro fato importante coberta de petróleo na plataforma continental do Rio Grande do Norte atra- campo de Ubarana. A década de 80 foi marcada por três fatos de relevância: a constatação de ias de petróleo em Mossoró, no Rio Grande do Norte, apontando para o que A se constituir, em pouco tempo, na segunda maior área produtora de petróleo  4 Fundamentos de Engenharia de Petróleo do país, as grandes descobertas dos campos gigantes de Marlim e Albacora em águas profundas da Bacia de Campos. no Rio de Janeiro, e as descobertas do Rio Urucu, no Amazonas. Na década de 90 várias outras grandes descobertas já foram contabilizadas, como os campos gigantes de Roncador e Barracuda na Bacia de Campos, estado do Rio de Janeiro. A produção de petróleo no Brasil cresceu de 750 m'/dia na época da criação da Petrobras para mais de 182.000 m'/dia no final dos anos 90, graças aos contínuos avanços tecnológicos de perfuração e produção na plataforma continental. A figura 1.1 ilustra os sucessivos recordes mundiais de produção marítima de petróleo. Figura 1.1 — Evolução do recorde mundial de produção na plataforma continental, atestando a constante evolução de técnicas e materiais na busca de reservas gigantes de petróleo em águas profundas. 1.2 Constituintes do petróleo Do latim petra (pedra) e oleum (óleo), o petróleo no estado líquido é uma substância oleosa, inflamável, menos densa que a água, com cheiro característico e cor variando entre o negro e o castanho-claro. O petróleo é constituído, basicamente, por uma mistura de compostos quími- cos orgânicos (hidrocarbonetos). Quando a mistura contém uma maior porcentagem de moléculas pequenas seu estado físico é gasoso e quando a mistura contém molé- maiores seu estado físico é líquido, nas condições normais de temperatura e pressão. O petróleo contém centenas de compostos químicos, e separá-los em com- ponentes puros ou misturas de composição conhecida é praticamente impossível. O lo 1. O Petróleo Ê stróleo é normalmente separado em frações de acordo com a faixa de ebulição dos postos. A tabela 1.1 mostra as frações típicas que são obtidas do petróleo. Tabela 1.1 — Frações típicas do petróleo Temperatura de Te | “ebulição (ºC) Ê | residual - gás combustível. liquefeito de Até 40 gás combustível óleo — GLP engarrafado, uso doméstico e 4 industrial. 40-175 Quer combustível de | automóveis, solvente. 175- 235 CARE iluminação, P | combustível de aviões a jato. 225 - 305 Eus] diesel, fornos 305 - 400 F Cruel combustível, | matéria-prima p/lubrificante: 400 - 510 CNC óleos lubri | Acimades1O E asfalto, piche, impermeabilizantes. Os óleos obtidos de diferentes reservatórios de petróleo possuem característi- rentes. Alguns são pretos, densos, viscosos, liberando pouco ou nenhum gás, que outros são castanhos ou bastante claros, com baixa viscosidade e den- E, liberando quantidade apreciável de gás. Outros reservatórios, ainda. podem somente gás. Entretanto, todos eles produzem análises elementares seme- às dadas na tabela 1.2. Tabela 1.2 — Análise elementar do óleo cru típico (% em peso) Hidrogênio 1-14% — Carbono B3-87% | Enxofre [akE 0,06-8% ig Nitrogênio 0,11-1,7% Oxigênio = 0,1-2% E] Metais À alta porcentagem de carbono e hidrogênio existente no petróleo mostra que eus principais constituintes são os hidrocarbonetos. Os outros constituintes apa- sob a forma de compostos orgânicos que contêm outros elementos, sendo os Comuns o nitrogênio, o enxofre e o oxigênio. Metais também podem ocorrer O sais de ácidos orgânicos.  6 Fundamentos de Engenharia de Petróleo 1.2.1 Hidrocarbonetos Hidrocarbonetos são compostos orgânicos formados por carbono e hidrogê- nio. De acordo com sua estrutura, são classificados em saturados, insaturados e aro- máticos. Os hidrocarbonetos saturados, também denominados de alcanos ou parafi- nas (do latim parafine, “pequena atividade”, por serem comparativamente inertes), são aqueles cujos átomos de carbono são unidos somente por ligações simples e ao maior número possível de átomos de hidrogênio, constituindo cadeias lineares, ramificadas.ou cíclicas, interligadas ou não. Os hidrocarbonetos insaturados, tam- bém denominados de alefinas, apresentam pelo menos uma dupla ou tripla ligação carbono-carbono, enquanto que os hidrocarbonetos aromáticos, também chamados de arenos, apresentam pelo menos um anel de benzeno na sua estrutura. a) Hidrocarbonetos parafiínicos normais Os hidrocarbonetos parafínicos normais ou alcanos possuem a fórmula geral CH, ., Os nomes dos alcanos são formados por um prefixo (que específica o número de carbonos) e do sufixo ano. O mais simples deles é o metano, constituído por um átomo de carbono ligado a quatro átomos de hidrogênio. A figura 1.2. ilustra os primeiros compostos desta família. ER | H-C-H H-C-C-H H-C-C-C-H H-C-C-C-C-H H HH HHH FARIAS CH Ch CH, Cho metano etano propano butano Figura 1.2 - Exemplo de parafinas normais. b) Hidrocarbonetos parafinicos ramificados Os hidrocarbonetos parafinicos podem apresentar ramificações em um ou mais átomos de carbono e são também denominados de isoparafinas, ou isoalcanos. Têm a mesma fórmula geral dos alcanos normais. H H 1 1 | H=-C-H H-C-H H-C-H Ho HI HH CRC l , gg | od réGe mEcêên o-cee cn HHH TR RIR HH Gio CH Ca isobutano isopentano 3-metil-pentano Figura 1.3 Exemplo de parafinas ramificadas. ulo 1. O Petróleo | Hidrocarbonetos parafínicos cíclicos Em muitos hidrocarbonetos, os átomos de carbono são dispostos na forma de ;. Podem apresentar radicais parafínicos normais ou ramificados ligados ao anel o hidrocarboneto cíclico. Na indústria do petróleo são conhecidos como A nomenclatura utilizada é a mesma dos parafínicos, agora com o prefi- HH HH NE HH y H H RR ne NAS I pd Fu Ho HESSE HH É CM Co — Co eiclopropano ciclobutano ciclopentano ciclohexano Figura 1.4 — Exemplo de hidrocarbonetos cíclicos. drocurbonetos insaturados ; Os hidrocarbonetos insaturados, dos quais os mais comuns são os alcenos, “sentam a formula geral C H, . Assim como para os alcanos, o pretixo especi mero de carbonos e o sufixo é eno. Dependendo do número de duplas ligações, ecidos como diolefinas, triolefinas, etc. Quando ocorre uma tripla ligação 0 arbono, os hidrocarbonetos insaturados são denominados de alcinos, e o éino. Ra na H-C=C-H H-C=C-C-H H-C=c-H | H CH, CiHs Ch eteno propeno etino (acetileno) Figura 1.5 — Exemplo de hidrocarbonetos insaturados. Os hidrocarbonetos insaturados constituem um grupo extremamente reativo. a sejam biologicamente metabolizados em grande quantidade, dificilmente servados na natureza.  12 Fundamentos de Engenharia de Petróleo saber a quantidade das diversas frações que podem ser obtidas, assim como sua composição e propriedades físicas. Assim, os óleos parafínicos são excelentes para a produção de querosene de aviação (QAV), diesel, lubrificantes e parafinas. Os óleos naftênicos produzem fra- ções significativas de gasolina, nafta petroquímica, QAV e lubrificantes, enquanto que os óleos aromáticos são mais indicados para a produção de gasolina, solventes e asfalto. 14.1 Classe parafínica (75% ou mais de parafinas) Nesta classe estão os óleos leves, fluidos ou de alto ponto de fluidez, com densidade inferior a 0,85, teor de resinas faltenos menor que 10% e viscosidade baixa, exceto nos casos de elevado tcor de n-parafinas com alto peso molecular (alto ponto de fluidez). Os aromáticos presentes são de anéis simples ou duplos e o teor de enxofre é baixo. A maior parte dos petróleos produzidos no Nordeste brasileiro é classificada como parafínica. 1.4.2 Classe parafínico-naftênica (50 - 70% parafinas, 20% de naftênicos) Os óleos desta classe são os que apresentam um teor de resinas e asfaltenos entre 5 e 15 %, baixo teor de enxofre (menos de 1%), teor de naftênicos entre 25 e 40%. A densidade e viscosidade apresentam valores maiores do que os parafínicos, mas ainda são moderados. A maioria dos petróleos produzidos na Bacia de Campos, RJ, é deste tipo. 1.4.3 Classe naftênica (>70% de nafiônicos) Nesta classe enquadra-se um número muito pequeno de óleos. Apresentam baixo teor de enxofre e se originam da alteração bioquímica de óleos parafínicos e parafínico-naftênicos. Alguns óleos da América do Sul, da Rússia e do Mar do Norte pertencem a esta classe, 1.4.4 Classe aromática intermediária (>50% de hidrocarbonetos a aromáticos) Compreende óleos fregiientemente pesados, contendo de 10 a 30% de asfaltenos e resinas e teor de enxofre acima de 1%. O teor de monoaromáticos é baixo e em contrapartida o teor de tiofenos e de dibenzotiofenos é elevado. A densidade usual mente é maior que 0,85. Alguns óleos do Oriente Médio (Arábia Saudita, Catar, Kuwait, Iraque, Síria e Turquia), África Ocidental, Venezuela, Califórnia e Mediterrâneo (Sicília, Espanha e Grécia) são desta classe. 1. O Petróleo Classe aromático-naftênica (>35% de naftênicos) Óleos deste grupo sofreram processo inicial de biodegradação, no qual foram as as parafinas. Eles são derivados dos óleos parafínicos e parafínico- cos, podendo conter mais de 25% de resinas e asfaltenos, e teor de enxofre 4e 1%. Alguns óleos da África Ocidental são deste tipo. Classe aromático-asfáltica (>35% de asfaltenos e resinas) Estes óleos são oriundos de um processo de biodegradação avançada em que à a reunião de monocicloalcenos e oxidação. Podem também nela se enqua- poucos óleos verdadeiramente aromáticos não degradados da Venezuela “a Qcidental. Entretanto, ela compreende principalmente óleos pesados e vis- s. resultantes da alteração dos óleos aromáticos intermediários. o — Desta forma, o teor de asfaltenos e resinas é elevado, havendo equilíbrio entre s. O teor de enxofre varia de | a 9% em casos extremos. Nesta classe encon- os óleos do Canadá ocidental, Venezuela e sul da França.  2 Noções DE GEOLOGIA DE PETRÓLEO rigem do petróleo D petróleo tem origem a partir da matéria orgânica depositada junto com os . A matéria orgânica marinha é basicamente originada de microorganismos formam o fitoplâncton e não pode sofrer processos de oxidação. A neces K condições não-oxidantes pressupõe um ambiente de deposição composto itos de baixa permeabilidade, inibidor da ação da água circulante em seu interação dos fatores — matéria orgânica, sedimento e condições termo- apropriadas — é fundamental para o início da cadeia de processos que leva o do petróleo. A matéria orgânica proveniente de vegetais superiores tam- dar origem ao petróleo, todavia sua preservação torna-se mais difícil em do meio oxidante onde vivem. ) tipo de hidrocarboneto gerado. óleo ou gás, é determinado pela constitui- natéria orgânica original e pela intensidade do processo térmico atuante . À matéria orgânica proveniente do fitoplâncton, quando submetida a con- érmicas adequadas, pode gerar hidrocarboneto líquido. O processo atuante itéria orgânica vegetal lenhosa poderá ter como consegiiência a geração de neto gasoso itindo um ambiente apropriado, após a incorporação da matéria orgâni- nto, dá-se aumento de carga sedimentar e de temperatura, começando, delinear o processo que passa pelos seguintes e: ágios evolutivos: à ha faixa de temperaturas mais baixas, até 65ºC, predomina a atividade bacteriana que provoca a reorganização celular e transforma a matéria or- gânica em querogênio. O produto gerado é o metano bioquímico ou biogênico, conforme mostra a figura 2.1. Este processo é denominado de Diagênese; O incremento de temperatura, até 165%C, é determinante da quebra das moléculas de querogênio e resulta na geração de hidrocarbonetos líquidos e gás — Catagênese;  16 Fundamentos de Engenharia de Petróleo — a continuação do processo, avançando até 210ºC, propicia a quebra das moléculas de hidrocarbonetos líquidos e sua transformação em gás leve — Metagênese; — ultrapassando essa fase, a continuação do incremento de temperatura leva à degradação do hidrocarboneto gerado, deixando como remanescente gra- fite, gás carbônico e algum resíduo de gás metano — Metamorfismo. Campos de existência Estágios de transformação Diagênese Catagênese Temperatura (ºC) Metagênese Metamorfismo Figura 2.1 — Transformação termoquímica da matéria orgânica e a geração do petróleo. Assim, O processo de geração de petróleo como um todo é resultado da capta- ção da energia solar, através da fotossíntese, e transformação da matéria orgânica com a contribuição do fluxo de calor oriundo do interior da Terra. 2.1.1 Migração do petróleo Para se ter uma acumulação de petróleo é necessário que, após o processo de geração, ocorra a migração e que esta tenha seu caminho interrompido pela existên- cia de algum tipo de armadilha geológica. Do estudo dos fatores controladores da ocorrência do petróleo, a migração é mais questionado, o menos conclusivo, e o que mais suscita polêmica entre os geólogos de petróleo. O fato é que o petróleo é gerado em uma rocha dita fonte, ou geradora e se desloca para outra, onde se acumula, dita reservatório. As formas de migração têm tido várias explicações, e na Petrobras modelos bem fundamentados têm sido propostos para explicar as acumulações existentes no país. A explicação clássica para o processo atribui papel relevante à fase de expul- são da água das rochas geradoras, que levaria consigo o petróleo durante os proces sos de compactação. Outra explicação estaria no microfraturamento das rochas ge radoras. Isto facilitaria o entendimento do fluxo através de um meio de baixíssima permeabilidade, como as rochas argilosas (folhelhos). 2. Noções de Geologia de Petróleo 17 * À expulsão do petróleo da rocha onde foi gerado dá-se o nome de migração Ao seu percurso ao longo de uma rocha porosa e permcável até ser inter- do e contido por uma armadilha geológica dá-se o nome de migração secundá- jão-contenção do petróleo em sua migração permitiria seu percurso continuado a de zonas de menor pressão até se perder através de exsudações, oxidação e jo bacteriana na superfície. petróleo, após ser gerado e ter migrado, é eventualmente acumulado em que é chamada de reservatório (figura 2.2). Esta rocha pode ter qualquer natureza, mas para se constituir em um reservatório deve apresentar espa: os no seu interior (porosidade), e que estes vazios estejam interconectados, -lhe a característica de permeabilidade. Desse modo, podem se constituir atório os arenitos e calcarenitos, e todas as rochas sedimentares essen- dotadas de porosidade intergranular que sejam permeáveis. Algumas ro. m vir a se constituir reservatórios quando se apresentam naturalmente a rocha-reservatório, de uma maneira geral, é composta de grãos ligados utros por um material, que recebe o nome de cimento. Também existe entre do volume dos espaços vazios existentes entre eles. O volume de espaços mbém chamado de volume poroso. Portanto, a porosidade de uma rocha é 0=VM, (2.1) palio: 5 (2.2) É a porosidade; V, é o volume total da rocha; So é o volume poroso; e V é o le sólidos. orosidade depende da forma, da arrumação e da varia m do grau de cimentação da roche ente existe comunicação entre os poros de uma rocha, Porém, devi- , alguns poros podem ficar totalmente isolados. Chama-se “porosidade a razão entre o volume de todos os poros, interconectados ou não, e o da rocha, À razão entre o volume dos poros interconectados e o volume Dcha dá-se o nome de “porosidade efetiva”. Como os poros isolados não Síveis para a produção de fluidos, o parâmetro realmente importante para de reservatórios é a porosidade efetiva, pois representa o volume máxi- Ss que pode ser extraído da rocha. idade que se desenvolveu quando da conversão do material sedimentar à é denominada “primária”. Entretanto, após a sua formação, a rocha é de tamanho dos  Prospecção DE PETRÓLEO ida de petróleo em uma nova área é uma tarefa que n longo e dispendioso estudo e análise de dados geofísicos e geológicos js sedimentares. Somente após exaustivo prognóstico do comportamento ;as camadas do subsolo, os geólogos e geofísicos decidem propor a perfura- n poço, que é a etapa que mais investimentos exige em todo o processo de programa de prospecção visa fundamentalmente a dois objetivos: (1) lo- tro de uma bacia sedimentar as situações geológicas que tenham condi acumulação de petróleo; e (ii) verificar qual, dentre estas situações, possui ce de conter petróleo. Não se pode prever, portanto, onde existe petróleo, e mais favoráveis para sua ocorrênci: tificação de uma área favorável à acumulação de petróleo é realizada métodos geológicos e geofísicos, que, atuando em conjunto, conseguem ocal mais propício para a perfuração. Todo o programa desenvolvido du- de prospecção fornece uma quantidade muito grande de informações , com um investimento relativamente pequeno quando comparado ao custo jo de um único poço exploratório. odos geológicos primeira etapa de um programa exploratório é a realização de um estudo com o propósito de reconstituir as condições de formação e acumulação de elos em uma determinada região. Para esse fim, o geólogo elabora ma: a de superfície com o apoio da aerofotogrametria e fotogeologia, infe- de subsuperfície a partir dos mapas de superfície e dados de poços, analisa as informações de caráter paleontológico e geoquímico ologia de superfície  24 Fundamentos de Engenharia de Petróleo de acumular hidrocarbonetos. Os mapas geológicos, que indicam as áreas potencial- mente interessantes, são continuamente construídos e atualizados pelos exploracio- nistas. Nestes mapas, as áreas compostas por rochas ígneas e metamórficas são prati- camente eliminadas, como também pequenas bacias com espessura sedimentar muito reduzida ou sem estruturas favoráveis à acumulação, Nesta fase existe a possibilidade de reconhecimento e mapeamento de estru- turas geológicas que eventualmente possam incentivar a locação! de um poço pio- neiro.? As informações geológicas e geofísicas obtidas a partir de poços exploratórios são de enorme importância para a prospecção, pois permitem reconhecer as rochas que não afloram na superfície e aferir e calibrar os processos indiretos de pesquisas como os métodos sísmicos. 3.1.2 Aerofotogrametria e fotogeologia A aecrofotogrametria é fundamentalmente utilizada para construção de mapas base ou topográficos e consiste em fotografar o terreno utilizando-se um avião dev dumente equipado, voando com altitude, direção e velocidade constante A fotogeologia consiste na determinação das feições geológicas a partir de fotos aéreas, onde dobras, falhas e o mergulho das camadas geológie: As estruturas geológicas podem ser identificadas através da variação da cor do solo, da configuração de rios é de drenagem presente na região em estudo. Em regiões áridas, como o exemplo da figura 3.1, a ausência de cobertura vegetal permite a iden tificação direta das rochas presentes na área de estudo. Além das fotos aéreas obtidas nos levantamentos aerofotogramétricos, utili zam-se imagens de radar e imagens de satélite, cujas cores são processadas para ressaltar características específicas das rochas expostas na superfície. A figura 3.2 é uma imagem de satélite mostrando claramente lincamentos resultantes de intenso mecanismo de dobramento de rochas sedimentares. são visíveis 3.1.3 Geologia de subsuperfície Consiste no estudo de dados geológicos obtidos em um poço exploratório. A partir destes dados é possível determinar as características geológicas das rochas de subsuperfície. As técnicas mais comuns envolvem: — a descrição das amostras de rochas recolhidas durante a perfuração: — o estudo das formações perfuradas e sua profundidade em relação a um referencial fixo (fregiientemente o nível do mar); — a construção de mapas e seções estruturais através informações de diferentes poços; e da correlação entre as ' Posição, em coordenadas geográficas ou referida a um marco geodésico, definida para a perfuração de um poço. * Primeiro poço em uma área envolvendo altos custos e riscos, cuja locação deve ser criteriosamente analisada O índice de sucesso em poços pioneiros da Petrobras no mar é de 47% 3. Prospecção de Petróleo 25 = aidentificação dos fósseis presentes nas amostras de rocha provenientes da superfície e subsuperfície através do laboratório de paleontologia. Com os resultados obtidos pode-se correlacionar os mais variados tipos de rochas dentro de uma bacia ou mesmo entre bacias. = Interpretação fotogeológica onde são nítidas as feições de diferentes tipas de rochas. Figura 3.2 — Cadeia de montunhas Zagros no Irá e parte do Golfo Pérsico. (Fotografado por James A. Lovell Jr., a bordo da cápsula Gemini XIIL.)  26 Fundamentos de Engenharia de Petróleo O geólogo trabalha predominantemente na aferição direta das rochas e, utili zando-se de diferentes técnicas, consegue identificar as estruturas mais promissoras para a acumulação de petróleo em uma área. Esgotados os recursos diretos de inves tigação, onde uma grande quantidade de informações é acumulada, a prospecção por métodos indiretos torna-se apropriada em áreas potencialmente promissoras. No caso particular da Plataforma Continental, o emprego de métodos indiretos, ou geofísicos tem possibilitado a descoberta de acumulações gigantescas de hidrocarbonetos. 3.2 Métodos potenciais A geofísica é o estudo da terra usando medidas de suas propriedades físicas Os geofísicos adquirem, processam e interpretam os dados coletados por instrumen tos especiais, com o objetivo de obter informações sobre a estrutura c composição das rochas em subsuperfície. Grande parte do conhecimento adquirido sobre o inte rior da Terra, além dos limites alcançados por poços, vem de observações geofísicas Por exemplo, a existência e as propriedades da crosta, manto e núcleo da err: foram inicialmente determinadas através de observações de ondas sísmicas gerad. por terremotos, como também através de medidas da atração gravitacional, magne tismo e das propriedades térmicas das rochas. A gravimetria e a magnetometria, também chamadas métodos potenciais. foram muito importantes no início da prospecção de petróleo por métodos indiretos. permitindo o reconhecimento e mapeamento das grandes estruturas geológicas que não apareciam na superfície. 3.2.1 Gravimetria A prospecção gravimétrica evoluiu do estudo do campo gravitacional, un assunto que tem interessado os geodesistas nos últimos 250 anos, preocupados en definir a forma da Terra. Atualmente sabe-se que o campo gravitacional depende de cinco fatores: lat tude, elevação, topografia, marés e variações de densidade em subsuperfície. Est ultimo é o único que interessa na exploração gravimétrica para petróleo, pois perm te fazer estimativas da espessura de sedimentos em uma bacia sedimentar, presenç de rochas com densidades anômalas como as rochas ígneas e domos de sal, e prevc a existência de altos e baixos estruturais pela distribuição lateral desigual de dens dades em subsuperfície. A unidade de medida da aceleração do campo gravitacional terrestre é o ga! em homenagem ao físico italiano Galileo Galilei (1564-1642), e vale 1 cm/s?. A aceleração média na superfície da Terra é de 980 gal (aumenta 0,5% do Equador para os pólos) e as anomalias produzidas por estruturas geológicas de interesse à prospecção de petróleo são da ordem de 103 gal. Conseqientemente, os gravímetros são instru- mentos de medida bastante sensíveis e devem detectar variações de 1053 gal em um campo de 103 gal, ou seja, devem ter uma precisão da ordem de 1/1,000.000 3, Prospecção de Petróleo 27 mapa gravimétrico obtido após a aplicação das correções de latitude, clev: ja e marés é denominado mapa Bouguer, em homenagem ao matemáti- Pierre Bouguer (1698-1758). A interpretação do mapa Bouguer é ambígua, entes situações geológicas podem produzir perfis gravimétricos semelhan- tanto, a utilização individual do método gravimétrico não consegue diagnos- m confiabilidade a real estrutura do interior da Terra, muito embora possa existência de algum tipo de anomalia. Contudo, quando utilizado conjun- om outros métodos geofísicos e com o conhecimento geológico prévio da ite um avanço significativo no entendimento da distribuição espacial das subsuperfície. A figura 3.3 apresenta o mapa Bouguer da Bacia do Recôncavo e suas cerca- | qual as tonalidades mais azuis indicam embasamento mais profundo, ou maior de sedimentos, enquanto as cores mais vermelhas indicam embasa- raso. As grandes feições estruturais e o arcabouço do embasamento são is neste mapa. 3.3 - Mapa Bonguer, da Bacia do Recôncavo, BA. As cores vermelha, verde e azul indicam embasamento progressivamente mais profundo. maioria dos grandes campos de petróleo no Recôncavo Baiano foi desco- Tavés da interpretação de mapas gravimétricos.  3 Fundamentos de Engenharia de Petrói dentro dos limites de economicidade. Em função do detalhe necessário aos objetivo do levantamento sísmico, critérios como resolução vertical e horizontal, distorções atenuação de ruídos, profundidade de interesse. entre outros, são devidament: equacionados no projeto, Como exemplo, o tempo de registro determina a profundidade máxima «| pesquisas. No momento da detonação, 0, o sismógrafo inicia a gravação até à ico. Em levantamentos terrestres normal mente 0 tempo de registro é de 4,0 segundos. Considerando que a velocidade médi: de propagação das ondas sísmicas nas rochas é de 3.000 m/s, para t= 4,0 segundos profundidade máxima de pesquisa será de 6.000 metros (dois segundos para o per curso de ida c dois segundos para o percurso de volta). No mar, devido à presença d. lâmina de água, onde as ondas s; tempo de registro estabelecido pelo geofis ísmicas se propagam com velocidade baixa (1.500 m/s) 9 tempo de registro varia de 6 a 12 segundos, A amostragem horizontal é definida em função do detalhe necessário aos vb. jetivos do levantamento. Nos levantamentos de reconhecimento regional, a distânci horizontal entre os pontos amostrados em subsuperfície era da ordem de 100 metros Atualmente são comuns levantamentos de detalhe com amostragem horizontal me nores que 1() metros. Consegiientemente, a distância entre canais receptores é de 21) metros, conforme esquematizado na figura 3.8. canal ame Ponto de tiro canal É2 da Figura 2.8 - Esquema exemplificando a amostragem horizontal. Em levantamentos tridimensionais a amostragem lateral é definida em funçã da distância entre cabos, figura 3.9. Além do detalhe do levantamento, a amostragem horizontal e lateral são im portantes no processamento das imagens obtidas, onde algorítmos sofisticados exi gem amostragem espacial e temporal adequadas. A amostragem temporal é definida pelo geofísico em função.do conteúdo de frequências dos sinais. Os sismógratos modernos oferecem várias opções de amostragem temporal, sen do que as mais utilizadas são 4 e 2 milissegundos. Desta maneira, a imagem sísmica seção sísmica, será composta por amostras contendo os valores das amplitude: je lateralmente ou em função da distância entre estações receptoras ou em função entre cabos, e verticalmente pela razão de amostragem temporal. 3,9 — Levantamento marítimo 3-D. O navio reboca duas baterias de canhões, jo disparados alternadamente, e vários cabos, cujo afastamento lateral pode chegar a centenas de metros. pos de ondas sísmicas e velocidades de propagação stem basicamente dois tipos de ondas elásticas. As ondas P, ou compressio- quais o deslocamento do meio sc dá na mesma direção de propagação da as ondas S, ou de cisalhamento, onde o deslocamento do meio é perpendi- ão de propagação da energia. Até o momento, somente as ondas P vêm adas comercialmente nos levantamentos sísmicos, enquanto que os le- Atos com as ondas S ainda encontram-se em fase experimental, ou com específi Velocidade de propagação das ondas sísmicas é função da densidade e das S elásticas do meio. Consegiientemente, depende da constituição mincra- Tocha, grau de cimentação, estágios de compactação (pressão, profundida- sidade, conteúdo e saturação de fluidos, além de outros fatores como tempe- esença de microfraturas. f muito comum, na prospecção sísmica, caracterizar uma determinada rocha a razão entre as velocidades das ondas P e das ondas S. Esta razão pode 5 áreas da engenharia e da geofísica. figura 3.10 ilustra a distribuição de velocidades comumente encontradas  34 destas velocidades, é possível fazer estimativas dos parâmetros das rochas a partir do conhecimento das velocidades. Material Areias e arenitos Dolomitosl [| Gesso anidrita 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 Velocidade (m/s) Figura 3.10 — Distribuição de velocidades comumente encontradas na prospecção de petróleo pelo método sísmico de reflexão. Para todos os fins práticos, a propagação das ondas elásticas é regida pelas mesmas leis da ótica geométrica. Quando uma frente de onda incide sobre uma interface separando duas rochas com velocidades e densidades diferentes, parte da energia incidente é refratada para o meio inferior e parte da energia reflete e retorna à super- fície. A quantidade de energia que retorna para a superfície depende do contraste de impedâncias acústicas (produto da densidade pela velocidade) dos dois meios e do ângulo de incidência. Consegilentemente, através de processamento criterioso do re- gistro da energia das reflexões captadas na superfície é possível fazer estimativas de impedâncias acústicas das rochas em subsupertície, como ilustra a figura 3.114. Com o conhecimento da distribuição de velocidades, das impedâncias acústicas e parâmetros de calibração é possível, também, fazer estimativas da distribuição de porosidade ao longo dos reservatórios, conforme ilustra a figura 3.1 1B. A figura 3.114 é uma imagem cuja escala vertical é o tempo duplo (de ida é volta) de reflexão e a escala horizontal é distância em metros ou quilômetros. Para à convei ão da escala vertical de tempo para metros, é fundamental o conhecimento da distribuição de velocidades de propagação nas rochas. Supondo que a velocidade média no tempo duplo de 1,2 s na figura 3.1 LA seja de 3.000 m/s, a profundidade dos eventos registrados naquele tempo é de 1.800 metros. Fundamentos de Engenharia de Petróic, Prospecção de Petróleo (A) Exemplo de seção de impedância acústica obtida pelo processamento de dados reflexão. (B) Estimativas de porosidade ao longo da seção e comparação com as medidas nos poças, marcado pelo símbolo *. (Extraído de Sheriff, 1992). ograma sintético mo a sísmica de reflexão responde somente ao contraste de impedância das sível simular a resposta sísmica de um pacote sedimentar, ou traço sís- nograma sintético) a partir do conhecimento de velocidades e densidades que o compõe e da assinatura da fonte. Multiplicando-se as velocidades es, obtém-se um perfil em profundidade das impedâncias acústicas. A de energia que é refletida em cada interface é dada pelo coeficiente de para incidência normal, é calculado pela seguinte relação: (3.1) coeficiente de reflexão; coeficiente de transmissão; impedância da camada inferior; e impedância da camada superior.  36 Fundamentos de Engenharia de Petróles A partir do conhecimento da coluna sedimentar (figura 3.124) obtida na perti ração de um poço, obtém-se as impedâncias acústicas (figura 3.12B). das quais calcul:, se a função refletividade (figura 3.12C), utilizando a equação 3.1 em cada uma « interfaces. Nesta função, cada coeficiente vai refletir para a superfície a mesma assin:, tura da fonte gerada no ponto de tiro, mantendo as mesmas relações de amplitude polaridade. A figura 3.12D ilustra o mecanismo de formação do traço sísmico. Observ. que a resposta sísmica final para uma segiiência sedimentar consiste no somatór o, das reflexões individuais de cada interface (figura 3.12E). Neste processo perde-se ., resolução vertical, pois as reflexões de topo e base das camadas tendem a interferir-s. mutuamente. Esta perda de resolução depende basicamente do conteúdo de fregiiênci:, da assinatura da fonte, e para levantamentos convencionais a resolução sísmic:, vertical é da ordem de 10-15 metros. Traço Pulso | sismico Slêmico Reflexões individuais 6] +j+I/+ + = Refletividade Impedâncias acústicas (E) (B) (e) strativo de um sismograma (A) Coluna sedimen as. (C) Função refletividade. (D) Reflexões individuais de c interface. (E) Traço sísmico sintético final. A principal importância do sismograma sintético é correlacionar os dados de poços com os eventos que aparecem nas seções sísmicas. 3.3.5 Técnica CDP e obtenção de velocidades Nos levantamentos sísmicos executados tanto no mar quanto em terra reflexões são registradas obedecendo a uma geometria de aquisição que propicia amostragem múltipla em subsuperfície, como ilustra na figura 3.13. Observe que O mesmo ponto em subsuperfície é registrado várias vezes com diferentes posições de tiros e receptores. É a chamada técnica CDP (Common Depth Point), que. em apl cações rotineiras, registra 48 a 240 vezes os mesmos pontos. 37 E aus FOOD TA EM Sub superficie Figura 3.13 — Exemplo ilustrativo da técnica CDP. de permitir a obtenção de velocidades de propagação em subsuperfície, IDP apresenta outras vantage nportantes: acelera a aquisição com con- edução do custo por quilômetro; promove cobertura contínua em mesmo quando existem obstáculos ou impossibilidade de acesso na “como plataformas de petróleo no mar ou redes de transmissão de energia auxilia a atenuação de reverberações múltiplas que ocorrem entre a super- indo do mar nos levantamentos marítimos; e promove multiplicidade de le reflexões de um mesmo ponto em subsupcrfície, auxiliando a atenuação incoerentes como agitação das ondas, vento e tráfego, entre outros. egistros assim obtidos são posteriormente reagrupados nos centros de ito, de modo que todos aqueles que amostraram os mesmos pontos em e passam a fazer parte de uma família de registros contendo a mesma geológica. A diferença principal entre eles reside no fato de que a mes- ão foi obtida através de diferentes percursos, conforme ilustrado na Consegientemente, a reflexão de um mesmo ponto em subsuperfície em tempos progressivamente maiores nos traços de uma mesma família, da distância entre tiros e receptores. Pela geometria de aquisição ilustra- juras 3.13 e 3.14, pode-se provar que, quando a velocidade do meio for ya reflexão de uma interface plana aparecerá no registro como uma hipérbole. a velocidade não é constante e a reflexão será uma aproximação da m cuja equação, conforme ilustrado na figura 3.14, os valores de tempo O conhecidos, pois estão no próprio registro, as distâncias X são também 5, restando somente a incógnita velocidade média de propagação (V), que através de análises de velocidade executadas no centro de processamento igura 3.15 apresenta uma análise de velocidade convencional. Análises de são executadas e interpretadas ao longo das linhas sísmicas e posterior- ladas, gerando um campo de velocidades em toda a extensão do levan- to em 2-D quanto em 3-D. A partir deste campo de velocidades médias ão é possível computar velocidades em pequenos intervalos verticais S intervalares), ou velocidades instantâneas que posteriormente são re- S com as características petrofísicas das rochas.  42 Fundamentos de Engenharia de Petri, evolução estratigráfica, até a detecção direta de hidrocarbonetos através da an. de anomalias de amplitude. 00 s sema 40km Figura 3.18 — Exemplo de migração em profundidade. Observe as escalas verticais as distorções presentes na seção sísmica migruda em tempo. A seção final migrada em profundida- de representa a imagem real da subsuperfície verticalmente abaixo do local onde foi executado q levantamento sísmico. (Cortesia da Praka-Seismos Co.) A interpretação das feições geológicas presentes nas seções sísmicas pode indicar situações favoráveis à acumulação de hidrocarbonetos. Estas situações são analisadas em detalhe para a eventual perfuração de um poço pioneiro. 3.3.8 Sísmica tridimensional (3-D) À sísmica 3-D consiste em executar o levantamento dos dados sísmicos em tinhas paralelas afastadas entre si de distância igual à distancia entre os canais recep tores. Desta maneira, todos os pontos em subsuperfície serão amostrados conforme ilustrado esquematicamente na figura 3.21, que consiste em um modelo contendo dois domos e um plano de falha sobre uma superfície horizontal. Os dados assim obtidos são processados, seguindo basicamente o roteiro uti- lizado nos dados convencionais 2-D. Entretanto, o algoritmo de migração possui agora a flexibilidade de migrar eventos para a terceira dimensão, permitindo que eventos laterais presentes nas seções 2-D sejam migrados para suas respectivas posi ções verdadeiras em 3-D. álise aspeeção de Petróleo ag Seções (cortes) LA Le Pr Mapa isócrono (mesmo tempo) L4 IG GSE RR — Exemplo esquemático de interpretação estrutural de seções sísmicas. Exemplo de mapa estrutural sísmico. As curvas de contorno representam em tempo duplo de reflexão. As linhas em negrito representam falhas geológicas com os blocos alto e buixo assinalados. 3.21 ilustra o resultado da migração 3-D. Especificamente, observe a “domo amarelo, que se encontra fora do plano vertical da linha 6. O anece na migração 2-D, mas é atenuado na migração 3-D. O processamento, cada ponto da superfície vai conter um traço sísmico sísmica vertical naquele ponto. O conjunto dos traços sísmicos assim ituem o cubo de dados 3-D no qual se utilizam códigos de cores para lalização. Além da maior definição, a interpretação de dados 3-D é muito e facilitada pelo detalhe das informações. A partir do cubo de dados 3-D 2) é possível gerar seções sísmicas verticais em qualquer direção, inclusive or poços existentes na área, o que simplifica a correlação destes. Ou então, 5 seções paralelas e montá-las em uma segúência dinâmica de imagens O ao intérprete navegar por dentro do cubo.  44 Fundamentos de Engenharia de Petróleo Processamento convencional Figura 3.21 - Modelo sintético ilustrando a migração 3-D. A seção convencional ao longo da linha 6 apresenta-se contaminada de difrações que são atenuadas pela migração 2-D. Entret a reflexão lateral do domo amarelo somente é atenuada com a migração 3-D. (Extraído de Brown, 1999.) Como os traços sísmicos foram digitalizados por ocasião do registro de cam- po, o cubo de dados pode ser entendido como sendo camadas horizontais superpostas. onde a distância entre as camadas corresponde ao intervalo de amostragem tempora da digitalização. Consegiientemente, é possível gerar imagens horizontais em qu: quer profundidade, que são chamadas de subafloramentos horizontais, ou time-slices Na figura 3.22, a parte superior do cubo é um exemplo de um subafloramento horizontal, assim como qualquer outra imagem horizontal extraída do cubo de da- dos a diferentes profundidades. Da mesma maneira, agrupando imagens consecutivas de subafloramentos horizontais, o intérprete tem a sensação de estar navegando na vertical dentro do cubo de dados 3-D. O mapeamento estrutural com estas imagens revolucionou as terpretação no final dos anos 70. Os refletores interpretados e devidamente c: ções com poços vão constituir superfícies irregulares dentro do cubo de dados. Estas cnicas de in- cterizados através de correla- Prospecção de Petróleo E s podem ser v sualizadas de diversas formas. Uma delas é através de pers- (ridimensionais ou através do rebatimento da superfi ície interpretada para a , juntamente com as curvas de contorno estrutural, conforme ilustrado na dA Geralmente esta superfície é visualizada pelo valor relativo de amplitu- letor através de código de cores. São os mapas de amplitude que tanto sm alcançado na exploração da Plataforma Continental. db) ral com curvas de contorno de um determinado horizonte ligo de cores; e b) ão da mesma superfície em bloco diagrama 3-D. (Extraído de Brown, 1999.)  46 Fundamentos de Engenharia de Petróle, Prospecção de Petróleo 4 A amplitude de um refletor depende do coeficiente de reflexão, que por su; vez depende dos contrastes de impedância dos meios envolvidos. Imagine uma rocha reservatório constituída de arenito poroso contendo água, subjacente a uma rocha selante com características petrofísicas constantes. Caso esta situação se mantivesse, o mapa de amplitudes do topo do reservatório mostraria valores constantes também, Mas, se devido a circunstâncias geológicas quaisquer a água contida no reservatório for deslocada por hidrocarbonetos, o arenito com óleo e/ou gás assumirá valores me- nores de impedância, alterando o contraste com a rocha selante, modificando a um plitude do refletor. Estas alterações podem ser detectadas nos mapas de amplitude. o que os tornou ferramentas valiosas na prospecção do petróleo, especificamente na detecção direta da presença de hidrocarbonetos. A figura 3.24 é um bom exemplo - “ doméstico da utilização de mapa de amplitude. E SPA! ne Ft te E a Caindo , o o ? ! E (b) 25 — a) Mapa de amplitudes extraído de um cubo 3-D, com as curvas de contorno estrutural; e b) anomalias de AVO correspondentes. mica aplicada à perfuração e ao desenvolvimento à produção nvolvimento moderno da tecnologia de poças horizontais para a produ- carbonetos, encontra na sísmica uma ferramenta poderosa para orienta- é direcionamento da perfuração, fatores vitais devido ao clevado inves- ivolvido. A figura 3.26 é um exemplo de seção de velocidade intervalar epresentada em código de cores com registros verticais de impedância Figura 3.24 - Mapa de amplitudes de um refletor correspondente ao topo de um reservatório. As cores quentes (roxo, vermelho, amarelo) indicam à presença de hidrocarbonetos. A equação 3.1 é válida somente para incidência normal. A análise da variação do coeficiente de reflexão de uma interface em função do ângulo de incidência tou afastamento entre ponto de tiro e receptores) é outra ferramenta valiosa na detecção direta de hidrocarbonetos, pois a presença dos mesmos pode produzir anomalias cas E a racterísticas de amplitude. O estudo da variação da amplitude com o afastamento | fd (AVO) tem obtido um sucesso significativo na descoberta de novas acumulações de == óleo e gás no Golfo do México e tem apresentado relevante contribuição na caracter ze rização de reservatórios já em produção. so A figura 3.25 mostra um mapa de amplitude extraído de um cubo 3-D, enquanto = que a figura 3.25b é o mapa de anomalias de AVO correspondente, Na figura 3.25a 38 Ea 3.25b O amplitudes mais fortes estão indicadas em vermelho, enquanto que na figura é ístid vermelho indica o aumento de amplitude com o afastamento. Esta é uma das caract cas que denunciam a presença de hidrocarbonetos. Entretanto, vários fatores podem pros duzir efeitos semelhantes, razão pela qual a interpretação destas imagens deve ser acomã panhada por um profundo conhecimento de aquisição e proc mento de dados sísmiz cos, como também das particularidades geológicas da área. Seção de impedância acústica com velocidades intervalares em código de cores. muito baixos de velocidade c de impedância são característicos de ro- ta porosidade, podendo constituir-se em excelentes reservatórios de  s2 Fundamentos de Engenharia de Petrsja, Elpnpecção de Petróleo 53 para avaliar à ocorrência ou não de jazidas comerciais. A perfilagem radioativa do poço e os teste de formação se inserem entre estes procedi- jominados genericamente de Avaliação de Formações. ido à sua importância, e procurando manter a ordem cronológica das wolvidas na explotação de um campo de petróleo, a Avaliação e os ações são apresentados logo após a perfuração, no Capítulo 5. das camadas para a esquerda, confirmando o dado geológico já conhecido previa. mente. À tomografia sísmica tem encontrado aplicação encorajadora no monitoramenio, dos processos de injeção térmica, onde a frente de calor e a presença de fluidos alter, y velocidade de propagação das ondas. O contínuo desenvolvimento da ferramenia, com consegiiente aumento da qualidade dos dados obtidos e com progressiva redn. ção de custos, apontam para um crescente uso da tomografia sismica. EE Crosshole distance (f) Crosshole distance (ft) Figura 3.31 - Tomograma obtido no 1º Figura 3.32 - Tomograma obtido no 2º levantamento (10/87). levantamento (3/88). 20 so 400 Crosshole distance (ft) Crosshole distance () Figura 3.33 — Tomograma obtido no 3º Figura 3.34 - Tomograma entre o poço levantamento (10/88). injetor e o poço produtor. (Figuras 3.31 a 3.34 extraídas de Justice e outros, 1989.) Embora os avanços tecnológicos dos métodos geofisicos e geológicos possa) sugerir as mais promissoras locações, somente a perfuração de um poço é que rever lará se os prognósticos serão ou não confirmados. Muitas vezes, durante a própria perfuração do poço se torna difícil a constataçó da presença de hidrocarbonetos nas camadas geológicas atravessadas. Torna-se nº cessário identificar os vários tipos de rochas perfuradas, localizar aquelas que pos sam conter hidrocarbonetos e avaliar o significado comercial da ocorrência. Par? tanto, uma série de procedimentos acompanha a perfuração e uma série de testes 5%  PERFURAÇÃO o de um poço de petróleo é realizada através de uma sonda, con- figura 4.1. Na perfuração rotativa, as rochas são perfuradas pela peso aplicados a uma broca existente na extremidade de uma colu- a qual consiste basicamente de comandos (tubos de paredes espes- perfuração (tubos de paredes finas). Os fragmentos da rocha são amente através de um fluido de perfuração ou lama. O fluido é as para O interior da coluna de perfuração através da cabeça de vel, e retorna à superfície através do espaço anular formado pelas a coluna. Ao atingir determinada profundidade, a coluna de perfu- » poço e uma coluna de revestimento de aço, de diâmetro inferior sida no poço. O anular entre os tubos do revestimento e as paredes do com a finalidade de isolar as rochas atravessadas, permitindo perfuração com segurança. Após a operação de cimentação, a ão É novamente descida no poço, tendo na sua extremidade uma metro menor do que a do revestimento para o prosseguimento da posto, percebe-se que um poço é perfurado em diversas fases, ca- S diferentes diâmetros das brocas. entos da sonda de perfuração uipamentos de uma sonda rotativa responsáveis por determinada ção de um poço são agrupados nos chamados “sistemas” de uma sistemas são: de sustentação de cargas, de geração e transmis- movimentação de carga. de rotação, de circulação, de segurança toração e o sistema de subsuperfície (coluna de perfuração). a de sustentação de cargas ha de sustentação de cargas é constituído do mastro ou torre, da à base ou fundação. A carga correspondente ao peso da coluna de Tevestimento que está no poço é transferida para o mastro ou torre, a descarrega para a subestrutura e esta para a fundação ou base. Em imas pode não existir fundações, como será visto mais adiante.  56 Fundamentos de Engenharia de Po ação fi Bloco de coroamento Cabo de aço ” Guincho Figura 4.2 - Mastro. Mesa rotativa utura é constituída de vigas de aço especial montadas sobre a funda- onda, de modo a criar um espaço de trabalho sob a plataforma, onde equipamentos de segurança do poço. ções ou bases são estruturas rígidas construídas em concreto, aço ou poiadas sobre solo resistente, suportam com segurança as deflexões, slocamentos provocados pela sonda. Bomba de lama Figura 4.1 - Esquema de uma sonda rotativa. a) Torre ou mastro a E E z f iro (figura 4.3) é uma estrutura metálica constituída de diversas vigas do solo por pilaretes. O estaleiro fica posicionado na frente da sonda todas as tubulações (comandos, tubos de perfuração, revestimen- paralelamente a uma passarela para facilitar o seu manuseio e Uma vez desgastada, a broca é retirada até a superfície e substituída por oull nova, numa operação chamada de manobra. Por economia, à manobra é feita rando-se seções de dois ou três tubos (cada tubo mede cerca de 9 metros). exigindo para tanto, uma torre ou mastro em alguns casos com mais de 45 metros de altui A torre ou mastro é uma estrutura de aço especial, de forma piramidal, É modo a prover um espaçamento vertical livre acima da plataforma de trabalho pê permitir a execução das manobras. Uma torre é constituída de um grande número de peças, que são montaf uma a uma, Já o mastro (figura 4.2) é uma estrutura treliçada ou tubular que. ser baixada pelo guincho da sonda, é subdivida em três ou quatro seções, os AM são transportadas para a locação do novo poço, onde são montadas na posição ha zontal e elevadas para a vertical. Não obstante o seu alto custo inicial e sua mei estabilidade, o mastro tem sido preferido pela facilidade e economia de temp? montagem em perfurações terrestres. Figura 4.3 - Estaleiro.  62 3 Fundamentos de Engenharia de pç, na de rotação convencional é constituído de equipamentos que pro- Bloco de rmitem a livre rotação da coluna de perfuração. São eles: mesa rotativa, coroamento tativa (figura 4.10) é o equipamento que transmite rotação à coluna permite o livre deslizamento do kelly no seu interior. Em certas rotativa deve suportar o peso da coluna de perfuração. Catarina Guincho Âncora Bobina de cabo de aço novo / Figura 4.9 - Sistema bloco-catarina. d) Cabo de perfuração É J Figura 4.10 - Mesa rotativa. É um cabo de aço trançado em torno de um núcleo ou alma, sendo que cad trança é formada por diversos fios de pequeno diâmetro de aço especial. O cabo proveniente do carretel é passado e fixado numa âncora situada próxi mo à torre, onde se encontra um sensor para medir a tensão no cabo, a qual & relacionada com o peso total sustentado pelo guincho. Daí, ele é passado no sistemi bloco-catarina e enrolado e fixado no tambor do guincho (figura 4.9). o clemento que transmite a rotação proveniente da mesa rotativa à ração. pode ter dois tipos de seção. Em sondas de terra a mais comum é à n sondas marítimas a seção hexagonal, pela sua maior resistência à flexão (figura 4.11). e) Elevador O elevador é um equipamento com a forma de anel bipartido em que as dua partes são ligadas por dobradiça resistente, contendo um trinco especial para O fechamento. É utilizado para movimentar elementos tubulares — tubos de perfur: e comandos. 4.1.4 Sistema de rotação Nas sondas convencionais, a coluna de perfuração é girada pela mesa rotatf localizada na plataforma da sonda. A rotação é transmitida a um tubo de p? externa poligonal, o kelly, que fica enroscado no topo da coluna de perfuração. Nas sondas equipadas com rop drive a rotação é transmitida diretamente! topo da coluna de perfuração por um motor acoplado à catarina. O conjunto dest tjeção em trilhos fixados à torre, onde o torque devido à rotação da coluna é absorvido. Existe ainda a possibilidade de se perfurar com um motor de fundo, colocal logo acima da broca. O torque necessário é gerado pela passagem do fluido de perfl ração no seu interior. Este motor pode ser de deslocamento positivo ou uma turdiff Figura 4.11 — Kelly, de seção quadrada e de seção hexagonal. de injeção ou swivel (figura 4.12) é o equipamento que separa os os daqueles estaci os na sonda de perfuração. Sendo assim, a É não gira e sua parte inferior deve permitir rotação.  Fundamentos de Engenharia de p, 65 o um motor hidráulico tipo turbina ou de deslocamento positivo é da broca (figura 4.14). O giro só se dá na parte inferior do motor de cio à broca. Assim, este tipo de equipamento é largamente empregado de poços direcionais, poços nos quais o objetivo a ser atingido não se ariamente sob a mesma vertical que passa pela sonda de perfuração. de perfuração não gira, o torque imposto a ela é nulo e o seu desgaste Figura 4.12 = Swivel. O fluido de perfuração é injetado no interior da coluna através da cabeça de inj Existem dois sistemas alternativos de aplicação de rotação na bro: e motor de fundo. ion Figura 4.14 — Motor de fundo tipo turbina. A perfuração com um motor conectado no topo da coluna (top drive) climi o uso da mesa rotativa e do kelly (figura 4.13). O sistema top drive permite perfur o poço de três em três tubos, ao invés de um a um, quando a mesa rotativa é utiliza da. Este sistema permite também que a retirada ou descida da coluna seja feita tanto com rotação como com circulação de fluido de perfuração pelo seu interior. Isto é extremamente importante em poços de alta inclinação ou horizontais. de circulação equipamentos que permitem a circulação e o tratamento do fluido de até a broca, retornando pelo espaço anular até a superfície, trazen- s alhos cortados pela broca. Na superfície, o fluido permanece den- S, após receber o tratamento adequado. Catarina Trilho o de perfuração é succionado dos tanques pelas bombas de lama (figu- o na coluna de perfuração até passar para o anular entre o poço e a D% Swivel Motor Pipa ds pride Vigura 4.15 — Bombas de lama tipo triplex.  66 Fundamentos de Engenharia de 1, ein s7 Durante a perfuração, as vazões e pressões de bombeio variam com a p, didade e a geometria do poço. As bombas são associadas em paralelo na fase da perfuração, quando são requeridas grandes vazões. Com O prosseguimento q perfuração, quando são exigidas altas pressões mas baixas vazões, usa- apengi uma bomba e substituem-se pistões e camisas por outros de menor diâmetro ce fa ma a atender às solicitações do poço. desareiador, o fluido passa pelo dessiltador, um conjunto de 8 a 12 4º à 5”, cuja função é descartar partículas de dimensões equivalen- equipamento seguinte, o mud cleanner, nada mais é que um dessiltador gira que permite recuperar partículas. Parte deste material é descartado ao fluido, reduzindo os gastos com aditivos. Algumas sondas utili- centrífuga, que retira partículas ainda menores que não tenham sido hidrociclones. fipamento sempre presente na sonda é o desgascificador, que elimina de perfuração. Durante a perfuração de uma formação com gás, ou ência de um influxo de gás contido na formação para dentro do de gás se incorporam ao fluido de perfuração e a sua recirculação fu b) Fase de retorno Esta fase tem início com a saída do fluido de perfuração nos jatos da broca e termina ao chegar na peneira vibratória, percorrendo o espaço anular entre : coluna de perfuração e a parede do poço ou o revestimento. c) Fase de tratamento de segurança do poço perfuração e, quando necessário, na adi suas propriedades de segurança é constituído dos Fquipamentos de Segurança de (ESCP) e de equipamentos complementares que possibilitam o fe- ontrole do poço. portante deles é o Blowour Preventer (BOP), que é um conjunto de ermite fechar o poço. yentores são acionados sempre que houver ocorrência de um kick, Tlu- do fluido contido numa formação para dentro do poço. Se este fluxo o eficientemente poderá se transformar num blowout, ou seja, poço nte sem controle, e criar sérias consegiiências, tais como dano aos sonda, acidentes pessoais, perda parcial ou total do reservatório, ao meio ambiente, etc. Icipais elementos do sistema de segurança são: Para as bombas Centrifuga de alta velocidade de poço é constituída de diversos equipamentos que permitem a anco- das colunas de revestimento na supe; io eles: cabeça de reves- | de perfuração, adaptadores. carretel espaçador e seus acessórios. de revestimento (figura 4.17) é o primeiro equipamento a ser adap- evestimento de superfície, com as finalidades de sustentar os rev i atrayés de seus suspensores, de propiciar ved: estimento intermediário ou de produção com a própria cabeça per- a este anular e de servir de base para a instalação dos demais a de poço e preventores. isor de revestimento é o elemento que permite a ancoragem do reves- "Hidrociclones são equipamentos que aceleram o processo natural de decantação de partícula o do anular deste revestimento com o corpo da cabeça na qual foi cones ocos, sao entrada para o fluido de paRaR o ur pen lins no fundo, para descarga ação é feita automaticamente quando o peso do revestimento for ólidos, e uma á já É saída do fluido recuperado. Ê a sólidos, e uma abertura maior na parte superior, para saída pe: so de jm ciêmento fe Bolrscha. Figura 4.16 Sistema de tratamento de lama. O primeiro equipamento é a peneira vibratória, que tem a função de sep: os sólidos mais grosseiros do fluido de perfuração, tais como cascalhos e £ ores que arcia. Em seguida, o fluido passa por um conjunto de doi hidrociclones? de 8” a 20” conhecidos como desarciadores, que são responsáveis Pê retirar à areia do fluido. 72 Fundamentos de Engenharia de Petróleo 4.2.4 Acessórios da coluna de perfuração a) Substitutos Os substitutos (Subs) são pequenos tubos que desempenham de acordo com suas características (figura 4.22). Figura 4.22 - Substitutos. Os principais substitutos são: — Sub de içamento, que é utilizado para movimentação de comandos. Pos- sui a seção superior com diâmetro extemno igual a dos tubos de perfuração para permitir a adaptação do elevador. Sub de broca, que serve para conectar a broca, cujo elemento de união é pino, ao primeiro comando, cuja conexão inferior também é pino. — Sub de cruzamento. que tem a função de permitir a conexão de tubos com tipos diferentes de roscas e diâmetros. b) Estabilizadores Estabilizadores são ferramentas que dão maior rigidez à coluna, e por terem diâmetro igual ao da broca, auxiliam a manter o diâmetro (calibre) do poço (figura 4.23). Nos poços direcionais têm como função o deslocamento dos pontos de apoio dos comandos nas paredes do poço, de modo a permitir maior controle da trajetória do poço. c) Escareadores Os escareadores são ferramentas com as mesmas funções dos estabilizadores. mas utilizados em rochas duras e abrasivas, por isto utilizam roletes nas lâminas. 4 Perfuração 73 | Figura 4.23 — Estabilizadores. Os alargadores são ferramentas que permitem aumentar o diâmetro de um superfície ou a partir de uma certa profundidade cedores de vibração Os amortecedores de vibração são ferramentas que absorvem as vibrações da coluna de perfuração induzidas pela broca, principalmente quando per- rochas duras. Seu uso é comum quando se utilizam brocas com insertos de de tungstênio. Ferramentas de manuseio da coluna “As ferramentas de manuseio são utilizadas para conectar e desconectar os lementos da coluna. As principai: ves flutuantes “São equipamentos mantidos suspensos na plataforma através de um sistema por cabo, polia e contrapeso. A chave flutuante tem a função de fornecer o necessário ao aperto e desaperto das uniões cônicas da coluna (figura 4.24). + | Figura 4.24 — Chave flutuante. 74 Fundamentos de Engenharia de Petróleo b) Cunhas São equipamentos que mantêm a coluna de perfuração totalmente suspens: 1, mesa rotativa (figura 4.25). São utilizadas durante as conexões dos tubos de perfur:. ção e comandos. Possuem mordentes intercambiáveis que se adaptam e prendem ;, parede dos tubos. Figura 4.25 — À esquerda, cunha para tubos de perfuração, e à direita, cunha para comandos, e) Colar de segurança É um equipamento de segurança colocado próximo ao topo da coluna de co- mandos quando suspensa pela sua cunha na mesa rotativa (figura 4.26). O colar de segurança evita a queda da coluna no poço em caso de deslizamento pelas cunhas. a, es ' Figura 426 — Colar de segurança. 4.2.6 Dimensionamento da coluna de perfuração Para dimensionar uma coluna de perfuração, devem ser conhecidos o peso da lama, a profundidade total prevista para a coluna, fatores de segurança à tração, colapso e pressão interna e o peso máximo previsto sobre broca. Com estas informações o(s) tipo(s) de tubo(s) de perfuração pode(m) ser especificado(s), assim como também o tipo e quantidade de comandos, a) Seleção dos comandos Os comandos são os primeiros elementos da coluna a serem dimensionados- O tipo e o comprimento da seção de comandos vai afetar a seleção do tipo de tubos de Sa pd Perfuração ção a serem usados na coluna. A seleção dos comandos é geralmente baseada s critéri — critério de flambagem na extremidade inferior da coluna quando peso é aplicado sobre a broca (linha neutra de flambagem), e número de comandos, de modo que os tubos de perfuração não estejam comprimidos (linha neutra de tração). O engenheiro de petróleo deve avaliar cuidadosamente todos os parâmetros de projeto, já que cada crité- rio leva a resultados bem diferentes. D critério mais utilizado é o da determinação da linha neutra de flambagem. (1950) provou que a flambagem não ocorre se o peso sobre a broca é menor “flutuado” (peso — empuxo) dos comandos. Este critério leva sempre a ero de comandos menor que o obtido pelo critério da tração, isto é, a linha e flambagem está abaixo da linha neutra de tração. Assim, há situações em juna de perfuração está comprimida mas não está flambada. A flambagem de perfuração deve ser evitada para impedir o aparecimento de tensões parede dos tubos durante a rotação da coluna e a falha por fadiga. anto, se o peso máximo sobre a broca é dado por PSB,,;,. O número de n é dado por PSB, Ev “(Ea ws (oo, = fator de segurança (varia de 0,80 a 0,90) = peso por pé (no ar) do comando = comprimento médio de cada comando — Piama = fator de flutuação = | ES ção do(s) tubo(s) de perfuração coluna de tubos está sujeita a esforços de tração, compressão e torção du- Is operações de perfuração. Poderá, eventualmente, estar sujeita a grandes js radiais, resultantes da diferença entre as pressões externa e interna ao tubo O E pressão interna). Umaanálise de esforços em trechos curvos da coluna é do para estudar danos devido à fadiga. Em geral, a resistência ao colapso tubos requeridos na porção inferior da coluna, enquanto que a tração defi- itência dos tubos na extremidade superior da coluna. Os valores das re: 5 ão colapso, tração e pressão interna estão tabelados no API RP7G para cada é tubo de perfuração. 76 Vundamentos de Engenharia de Pen, mn 4.3 Brocas As brocas são equipamentos que têm à função de promover a ruptura e desao,. gação das rochas ou formações, O estudo das brocas, considerando seu desempenho « idade, é um dos fatores importantes na perfuração de poços de petróleo. ificadas de duas maneiras: brocas sem partes mg economii As brocas podem ser cla veis e brocas com partes móveis. 4.3.1 Brocas sem partes móveis A inexistência de partes móveis e rolamentos diminui a possibilidade de lhas destas brocas. Os principais tipos são: integral de lâminas-de aço, diamantes naturais e dia- mantes artificiais (PDC/TSP). As brocas de lâminas de aço, conhecidas como brocas rabo de peixe (Fish Tuii), foram as primeiras brocas a serem usadas (figura 4.27), Sua característica é de per- furar por cisalhamento. Este tipo de broca possui jatos (orifícios para dar passa; ao fluido do interior da coluna para o poço), os quais permitem uma boa limpeza das lâminas. O maior problema deste tipo de broca é que a vida útil de sua estrutura cortante É muito curta, mesmo aplicando material mais duro nas lâminas. Este tipo de broca praticamente desapareceu da perfuração de poços de petróleo com o apare- Figura 4.28 — Broca de diamantes naturais. nte o processo de perfuração apenas os diamantes fazem contato com a do um pequeno espaço por onde circula o fluido de perfuração, limpando y do poço e restriando os diamantes. o final da década de 1970 foram lançadas novas brocas utilizando diaman- éticos. São as chamadas brocas PDC (Polyerystalline Diamond Compact), a de corte é formada por pastilhas ou compactos, montadas sobre bases , instalada no corpo da broca (figura 4.29). O scu mecanismo de perfura- isalhamento, por promover um efeito de cunha. A pastilha é composta camada fina de partículas de diamantes aglutinados com cobalto. fixada a composta de carbureto de tungstênio. em cimento das brocas de cones. Figura 4,27 = Broca tipo integral de lâmina de aço. As brocas de diamantes naturais perfuram pelo efeito de esmerilhamento. Nº início da atividade de perfuração de poços de petróleo eram utilizadas em formações duras, nas quais as brocas Fish Tail não conseguiam perfurar. Atualmente são usa- das principalmente em testemunhagem (operação na qual se perfura apenas uma coroa da formação, preservando a parte interna para estudos), ou em formações <%- tremamente duras e abrasivas. As brocas com estrutura cortante de diamantes naturais constam de um número de diamantes industrializados fixados numa matriz metálica especial (figura 4.28). O tamanho e a quantidade dos diamantes na broca determinam a sua aplicabilidade. Figura 4.29 — Broca de diamante artificial PDC. As brocas para rochas mais moles possuem poucos cortadores de maior tama- iquanto que para as rochas mais duras possuem cortadores menores e em juantidade. Como nas brocas de diamantes naturais, o tamanho e a quantida- ladores definem para que tipo de formação a broca foi projetada. ande:  82 Fundamentos de Engenharia de Pe; Úleg, c) Forças géis Alguns fluídos de perfuração são tixotrópicos, isto é, adquirem um estado semi-rígido quando estão em repouso e voltam a adquirir um estado de fluidez quan. do estão novamente em movimento, A força gel é um parâmetro também de natureza reológica que indica o grau de gelificação devido à interação elétrica entre partic ulas! dispersas. A força gel inicial mede a resistência inicial para colocar o fluido em fluxo. A força gel final mede a resistência do fluido para reiniciar o fluxo quando este fica um certo tempo em repouso. A diferença entre elas indica o grau de tixotropia do fluído. d) Parâmetros de filtração A capacidade do fluido de perfuração em formar uma camada de partículas sólidas úmidas, denominada de reboco, sobre as rochas permeáveis expostas pela broca é de fundamental importância para o sucesso da perfuração e da completa do poço. Para formar o reboco, deve haver o influxo da fase líquida do fluido do poça para a formação. Este processo é conhecido como filtração. É essencial que o fluido tenha uma fração razoável de partículas com dimensões ligeiramente menores que as dimensões dos poros das rochas expostas dimensões adequadas, a obstrução dos poros é rápida e somente a fase líquida do. fluido, o filtrado, invade a rocha. O filtrado e a espessura do reboco são dois parâmetros medidos rotinciramen= te para definir o comportamento do fluido quanto à filtração. Quando existem partículas sólidas com e) Teor de sólidos O teor de sólidos, cujo valor deve ser mantido no mínimo possível, é uma propriedade que deve ser controlada com rigor porque o seu aumento implica aus mento de várias outras propriedades, tais como densidade, viscosidade e for: além de aumentar a probabilidade de ocorrência de problemas como desgaste dos equipamentos de circulação, fratura das formações devido à elevação das pressões de bombeio ou hidrostática, prisão da coluna e redução da taxa de penetração. O tratamento do fluido para reduzir o teor de sólidos pode ser preventivo ot corretivo. O tratamento preventivo consiste em inibir o fluido, física ou quimicas mente, evitando-se a dispersão dos sólidos perfurados. No método corretivo pode-se fazer uso de equipamentos extratores de sólidos, tais como tanques de decantação peneiras, hidrociclones e centrifugadores, ou diluir o fluido. as géisy f) Concentração hidrogeniônica — pH O pH dos fluidos de perfuração é medido através de papéis indicadores ou de, potenciômetros, e é geralmente mantido no intervalo alcalino baixo, isto é, de 7 à 10: O objetivo principal é reduzir a taxa de corrosão dos equipamentos e evitar a disper são das formações argilosas. 4 Perfuração 83 linidades (O pl determina apenas uma alcalinidade ou acidez relativa à concentração de egando métodos comparativos. A determinação das alcalinidades por méto- os de titulação volumétrica de neutralização considera as espécies carbo- =) é bicarbonatos HCO; dissolvidos no fluido, além dos íons hidroxilas dissolvidos e não dissolvidos. Nos testes de rotina são registrados os seguintes alcalinidades: alcalinidade parcial do filtrado, alcalinidade da lama e total do filtrado. le cloretos ou salinidade D teste de salinidade de um fluido é também uma análise volumétrica de pre- jo feita por titulação dos íons cloretos. Esta salinidade é expressa em mg/l de mg/l de NaCl equivalente ou ppm de NaCl equivalente. determinações de campo, os resultados de salinidade são usados, princi- para identificar o teor salino da água de preparo do fluido, controlar a e de fluidos inibidos com sal, identificar influxos de água salgada e identi- ração de uma rocha ou domo salino. e bentonita ou de sólidos ativos D teste do azul de metileno ou MBT é uma análise volumétrica por adsorção como indicador da quantidade de sólidos ativos ou bentoníticos no fluido o, Ele mede a capacidade de troca de cátion (CTC) das argilas e sólidos sentes. lassificação dos fluidos de perfuração À classificação de um fluido de perfuração é feita em função de sua composi- bora ocorram divergências, o principal critério se baseia no constituinte “da fase contínua ou dispersante. Neste critério, os fluidos são clas; idos à base de água, fluidos à base de óleo e fluidos à base de ar ou de g: À natureza das fases dispersante e dispersa, bem como os componentes bási- 'suas quantidades definem não apenas o tipo de fluido, mas também as suas ticas e propriedades. s à base de água DS aditivos químicos empregados no preparo do fluido. A proporção entre os ntes básicos e as interações entre eles provoca sensíveis modificaçã ades físicas e químicas do fluido. Consequentemente, a composição é o prin- tor à considerar no controle das suas propriedades. água é a fase contínua c o principal componente de qualquer fluido à base odendo ser doce, dura ou salgada. A água doce. por definição, apresenta 6 inferior a 1.000 ppm de NaCI equivalente. Do ponto de vista industrial ão em fluidos de perfuração, à água doce não necessita de pré-tratamento  84 : Fundamentos de Engenharia de Perry, 4 Perfuração Bs Fluídos de perfuração Ease de água químico porque praticamente não afeta o desempenho dos aditivos empregados preparo do fluido. A água dura tem como característica principal a presença de dis de cálcio c de magnésio dissolvidos, em concentração suficiente para alterar o de. sempenho dos aditivos químicos. A água salgada é aquela com salinidade superior, 1.000 ppm de NaCl equivalente e pode ser natural, como a água do mar, ou pode salgada com a adição de sais como NaCl, KCl ou CaC] A principal função da água é prover o meio de dispersão para os Materiais coloidais. Estes, principalmente argilas e polímeros, controlam a viscosidade, ite de escoamento, forças géis e filtrado em valores adequados para conferir ao fluido, uma hoa taxa de remoção dos sólidos perfurados e capacidade de estabilização das paredes do poço. Os fatores a serem considerados na seleção da água de preparo são: disponibilidade, custo de transporte e de tratamento, tipos de formações geológicas q serem perfuradas, produtos químicos que comporão o fluido e equipamentos e técni- cas a serem usados na avaliação das formações. Os sólidos dispersos no meio aquoso podem ser ativos ou inertes. Os sólidos ativos são materiais argilosos, cuja função principal é viscosificar o fluido. A argila mais usada é a bentonita: e em menor escala, a atapulgita. Os sólidos inertes podem se originar da adição de materiais industrializados ou de detritos finos das rochas perfuradas. O adensante baritina é o sólido inerte mais comum dentre os produtos comercializados. Outros adensantes usados caleita e a hematita. Os sólidos inertes oriundos das rochas perfurada silte e calcário fino. Os produtos químicos adicionados ao fluido podem ser: r Eletrófros Salgado [Ca, Ke NH, Nel | saturado ianasultonatos ira 4.34 — Esquema da classificação dos fluidos de perfuração à base de água. Os fluidos inibidos são programados para perfurar rochas de elevado grau de na presença de água doce. Uma rocha é dita ativa quando interage quimi- com a água. tornando-se plástica, expansível, dispersível ou até mesmo |. Nos fluidos inibidos são adicionados produtos químicos, tais como eletrólitos plímeros. que têm a propriedade de retardar ou diminuir estes efeitos. Estes js são conhecidos por inibidores. Os inibidores físicos são adsorvidos sobre a dos materiais das rochas e impedem o contato direto com a água. Outros “como a cal, os cloretos de potássio, de sódio e de cálcio, conferem uma jo química porque reduzem a atividade química da água e podem reagir com a lo-lhe a composição. Um exemplo típico de inibição é usado quando a uma rocha salina. A rocha salina tem elevado grau de solubilidade em entretanto quando se emprega um fluido salgado saturado com NaCI heio dispersante, a solubilidade fica reduzida. Os fluidos à base de água com baixo teor de sólidos e os emulsionados com O programados para situações especiais. Os primeiros são usados para au- a taxa de penetração da broca, reduzindo o custo total da perfuração, e os têm o objetivo principal de reduzir a densidade do sistema para evitar que perdas de circulação em zonas de baixa pressão de poros ou baixa pressão ão à são areia, — alealinizantes e controladores de pH, como soda cáustica, potassa cáustica. e cal hidratada; — dispersantes, como o lignossulfonato, tanino, lignito e fosfatos; — redutores de filtrado, como o amido; — foculant 3, como a soda cáustica, cal e cloreto de sódio; — polímeros de uso geral para viscosificar, desflocular ou reduzir filtrado; — surfactantes para emulsificar e reduzir a tensão superficial; = removedores de cálcio e magnésio, como carbonato e bicarbonato de sócio; = inibidores de formações ativas, como cloreto de potássio, sódio e cálcio ó s à base de óleo bactericidas, como paraformaldeído, compostos organoclorados, soda cúus- tica e cal. fluidos de perfuração são à base de óleo quando a fase contínua ou dispersante por uma fase óleo, geralmente composta de hidrocarbonetos líquidos. 5 gotículas de água ou de solução aquosa constituem a fase descontínua desses guns sólidos coloidais, de natureza inorgânica e/ou orgânica, podem com- dispersa. Os fluidos podem ser emulsões água/óleo propriamente dita (teor = 10%) ou emulsão inversa (teor de água de 10% a 45%). evido ao alto custo inicial e grau de poluição, os fluidos à base de óleo são ados com menor fregiiência do que os fluidos à base de água. 5 principais características dos fluidos à base óleo são: grau de inibição elevado em relação às rochas ativas: baixíssima taxa de corrosão; Produtos químicos mais específicos, como anticorrosivos, traçadores químis cos, untiespumantes, entre outros, também podem estar presentes. A figura 4.34 mostra um esquema de classificação para os fluidos de perív ção à base de água. Os fluidos não-inibidos são empregados na perfuração das camadas rochosas superficiais, compostas na maioria das vezes de sedimentos inconsolidados. Esta etapa termina com a descida do revestimento de superfície. Como essas rochas su= perficiais são praticamente inertes ao contato com água doce, pouco tratamento qui- mico é dispensado ao fluido durante esta fase.  86 Fundamentos de Engenharia de Peryju, 4 Perfuração 87 — propriedades controláveis acima de 350ºF, até 500º] — grau de lubricidade elevado; por um filme delgado de uma fase líquida, estabilizada através de um tensoativo — amplo intervalo de variação de densidade: de 0,89 a 2,4: fi baixíssima solubilidade de sais inorgânicos. do quando se necessita de uma eficiência elevada de carreamento dos sóli- | vez que ela apresenta alta viscosidade. indo se deseja perfurar com um gradiente de pressão intermediário aos pelos fluidos convencionais e as espumas, pode-se optar pela perfuração s aerados. Esta técnica consiste em injetar ar, nitrogênio ou gás natural no Devido a características, os fluidos à base de óleo têm conferido lentes resultados na perfuração dos seguintes poços: — poços HPHT (alta pressão e alta temperatura): — formações de folhelhos argilosos e plásticos; — formações salinas de halita. silvita, carnalita, etc.: — formações de arenitos produtores danificáveis por fluidos à base de água; e circulação severas. — poços direcionais ou delgados ou de longo afastamento; — formações com baixa pressão de poros ou de fratura. Algumas desvantagens dos fluidos à base de óleo em relação aos fluidos à base de água s dificuldade na detecção de gás no poço devido a sua solubilidade na fase: contínua; ações normais de perfuração rante a perfuração de um poço, que se caracteriza pela aplicação de peso e a broca enquanto circula o fluido de perfuração, uma série de operações ham papel importante no processo. — menores taxas de penetraç: — maiores graus de poluição: — menor número de perfis que podem ser executados; — dificuldade no combate à perda de circulação; — maior custo inicial. largamento e repassamento alargamento consiste em se reperfurar o poço com uma broca de diâmetro ue a utilizada para sua perfuração. É possível, para se economizar tempo. ações de perfuração e alargamento sejam feitas simultaneamente com um 3r posicionado acima da broca. Juando o poço por algum motivo se estreita, é necessário repassar o poço no alibrado. O repassamento se caracteriza por baixo peso e baixa rot: a evitar seu desgaste prematuro. Nos últimos anos, muitos progressos têm sido alcançados em relação à pes- quisa de novos sistemas à base de óleo, como óleos minerais e sintéticos, menos poluentes do que o óleo diesel. c) Fluidos à base de ar Perfuração a ar ou gás é um termo genérico aplicado quando o ar ou o como todo ou parte, é usado como fluido circulante na perfuração rotativa Algumas situações recomendam a utilização destes fluidos de baixa densidas de, tais como em zonas com perdas de circulação severas e formações produtoras com pressão muito baixa ou com grande susceptibilidade a danos. Também em ford mações muito duras como o basalto ou o diabásio e em regiões com escassez de ásua ou regiões glaciais com camadas espessas de gelo. A perfuração com ar puro utiliza apenas ar comprimido ou nitrogênio cor fluido, tendo aplicação limitada a formações que não produzam elevadas quantidas des de água, nem contenham hidrocarbonetos. Esta técnica pode ser aplicada em formações duras, estáveis ou fissuradas, onde o objetivo é aumentar a taxa de pend Conexão, manobra e circulação uando o topo do ke!ty (ou o motor, no caso de top drive) atinge a mesa rotativa, írio acrescentar um novo tubo de perfuração à coluna. Esta operação é chama- «ão e, no caso de perfuração normal, se realiza do seguinte modo: ) tubo a ser acrescentado é colocado em local apropriado junto à mesa rotativa 5a). Eleva-se o kelly até o primeiro tubo de perfuração aparecer e coloca- na coluna para que o seu-peso fique sustentado pela mesa rotativa. se o kelly da coluna e o conecta ao tubo de perfuração a ser adicionado 35h). Eleva-se o conjunto kelly-tubo de perfuração e o conecta novamente à fração! (figura 4.35c). Retira-se a cunha e desce-se a coluna até o kelly encaixar na A perfuração com névoa, uma mistura de água dispersa no ar, é empreg da, a e volta-se a perfurar (figura 4.35d). No caso de perfuração com top quando são encontradas formações que produzem água em quantidade suficien! ção é semelhante. para comprometer a perfuração com ar puro. Em geral, a perfuração com névoa & “manobra completa consiste na retirada e descida de toda a coluna de perfu- executada em conjunto com a perfuração com ar. a substituição da broca, por exemplo.  e água, que é deslocada atravé a) Tipos de cimentação fi CrmenTAÇÃO PPRIMÁRIA É a cimentação principal, realizada logo após a descida de cada coluna de revestimento no poço. A qualidade da cimentação primária geralmente é aviliada sticos corridos por dentro do revestimento, após à pega do ci. mento, assunto que será abordado no item 6.2.3. atra s de perfis À! CimentAÇÃO SECUNDÁRIA Destina-se a corrigir a cimentação primária, quando há necessidade, Sc. por , O topo do cimento não alcançar a altura prevista no espaço anular, pode-se efetuar uma recimentação, fazendo-se circular pasta de cimento por trás do revestimento, através dos canhoneios (perfurações realizados no revestimento). Quan- do não é possível a circulação da pasta, realiza-se a compressão de cimento ou sque visando corrigir defeitos localizados na cimentação primária ou sanar vazamentos) na coluna de revestimento. Nas operações de completação e de workover (Capítulo! 6), as compressões de cimento são amplamente utilizadas para a vedação dos! canhoneios abertos em frente a zonas que se deseja isolar. O cimento é ainda bastante utilizado para à execução de tampões para o aban= dono do poço (quando se decide abandonar um poço, normalmente ele alguma ra Fundamentos de Engenharia de », da própria tubulação de rev recimento da pasta, o cimento deve ficar fortemente aderido à superfície exter; revestimento e à parede do poço, nos intervalos previamente definidos. mento. Após o endy Ta dg tamponado Perfuração 93 | Aluminato tricálcico (C;A) — reage rapidamente com a água e crista- iza em poucos minutos. É o constituinte do cimento que apresenta o “maior calor de hidrtação (quantidade de calor desenvolvida durante as “reações de pega e endurecimento da pasta) Controla a pega ini enos de 3% de C;A Ferro-aluminato tetracálcico (C AF) — é o componente que dá colora- * ção cinzenta ao cimento, devido à presença de ferro. Libera baixo calor de jidratação e reage menos rapidamente que o C;A. Controla a resistência “à corrosão química do cimento. Silicato tricálcico (C;S) — é o principal componente do cimento e o que responde pela sua resistência mecânica inicial (1 a 28 dias). Sua hidratação começa em poucas horas e desprende quantidade de calor inferior ao C4A, s de alta resistência inicial geralmente têm maior percentual deste ico (C58) — reage lentamente com a água e libera baixo . Apresenta baixa resistência mecânica inicial, mas “contribui para o aumento da resistência do cimento a longo prazo. ra a indústria do petróleo, o API classificou imentos Portland em clas- s pelas letras de A a J, em função da composição química, que deve às condições de uso, como a profundidade e temperatura dos poços. Classe A: para uso em poços de até 6.000 pés (1.830m), quando não o requeridas propriedades especiais. Corresponde ao cimento Portland com cimento) ou para o isolamento de zonas inferiores. Durante a perfuração, 08, comum: tampões de cimento também são eventualmente utilizados para combater perdas de circulação ou para servir de base para desvio do poço. b) O cimento Os cimentos são essencialmente produzidos a partir de uma mistura de calcário) e argila. O cimento Portland, fundamental para a construção civi gem de um produto denominado clínguer, obtido pelo cozimento até fusão incipiente da mistura de calcário e argila convenientemente dosada e homogeneizada, à qual! adicionada pequena quantidade de gesso (sulfato de cálcio). Os componentes quimi cos principais do cimento Portland são: Cal (CaO) a Sílica (SiO; ) o Alumina (ALO;) a Óxido de Ferro ( Fe,05) — Desses quatro componentes principais, designados na química do cimento pelas letras C. S, A e F. respectivamente, derivam os compostos fundamentais mah complexos que determinam as propriedades do cimento: de 60% a 67% de 17% a 25% de 3% a 8% de 0,5% a 6% resulta da mods Classe B: para poços de até 6.000 pés, quando é requerida moderada a alta resistência aos sulfatos; Classe C; também para poços de até 6.000 pés, quando é requerida alta resistência inicial. Apresenta alta resistência aos sulfatos: Classe D: para uso em poços de 6.000 até 10.000 pés (3.050 m). sob “condições de temperaturas moderadamente elevadas e altas pressões. Apre- nta alta resistência aos sulfatos; Classe E: para profundidades entre 6.000 e 14.000 pés (4.270 m), sob Condições de pressão e temperatura elevadas. Apresenta alta resistência aos sulfatos; Classe F: para profundidades entre 10.000 e 16.000 pés (4.880 m), i extremamente altas de pressão e temperatura. Apresenta alta resistência aos sulfatos; Classes G e H: para utilização sem aditivos até profundidades de 8.000 S ou retardadores de pega, podem ser usados praticamente em todas as condições previstas para os cimentos das classes A até E. Por isso, as  94 Fundamemos de Engenharia de Perrojey Perfuração 95 classes G e H são as classes mais utilizadas atualmente na indústria do; petróleo, inclusive no Brasil. Classe J: para uso como produzido, em profundidades de 12.000 até 16.09 pés (3.660 m até 4.880 m), sob condições de pressão e temperatura exire. ios de cimentação mamente elevadas. | desidratação prematura. Os polímeros derivados da celulose e polímeros s o os redutores de filtração mais utilizados. versos acessórios são conectados ou afixados à coluna de revestimento, vi- tantir o melhor resultado da cimentação. Os principais acessórios são: c) Ensaios com pastas de cimento As pastas de cimento para uso em poços de petróleo devem ser previamente testadas conforme procedimentos padronizados pela indústria do petróleo. Os testes simulam o comportamento da pasta em função das condições pre- vistas para a sua utilização, tais como a pressão, a temperatura, o tempo previsto de operação e o regime de fluxo durante o deslocamento. Os principais testes realizados em um laboratório de cimentação são finura, água livre, resistência a compressão, perda de água, reologia, densidade e consistometria. O teste de consistometria ou de tempo de espessamento é o mais importante, por indicar o tempo em que a pasta tem fluidez para ser bombeada, nas condições de pressão e temperatura do poço. | no poço, podendo dispor de um mecanismo de vedação para evitar que a or ser mais pesada que o fluido de perfuração, retorne ao interior do revesti- ós seu deslocamento. A figura 4.38 mostra os tipos de sapata. A mais co- sapata flutuante (figura 4.38b), com válvula que impede fluxo para o inte- coluna. Durante a descida do revestimento este é preenchido com fluido de io, de modo a evitar diferencial de pressão excessivo, que possa colapsar a d) Principais aditivos para a cimentação Aceleradores de pega — visam diminuir o tempo de espessamento e aumentar a resistência compressiva inicial da pasta. O mais comum é o cloreto de cálcio (CaCl,), em proporção de 0,5% a 2%. O sal comum (NaCl) também é acelerador a baixas concentrações (até 6%). Retardadores de pega — servem para retardar o início da pega da pasta, mans tendo sua fluidez quando a temperatura e a pressão são muito altas para o uso do. cimento sem aditivos. São fabricados à base de lignossulfonatos e seus derivados, los orgânicos, derivados de celulose e derivados de glicose. Estendedores — utilizados para aumentar o rendimento da pasta ou reduzir à sua densidade. A adição de argilas (bentonita, atapulgita, etc.) faz aumentar o rendis mento pela absorção de água, mantendo a pasta mais homogênea e diminuindo & separação da água. O silicato de sódio também reduz a separação da água, sendo mal utilizado do que as argilas, normalmente pré-misturado ao cimento. A adição de gados de baixa densidade (pozolana, perlita, gilsonita) reduz à densidade da pastar Em casos especiais pode-se usar nitrogênio ou microesferas cerâmicas para criar pas; tas excepcionalmente leves. Sicionado 2 a 3 tubos acima da sapata, o colar serve para reter os tampões de D, além de poder receber mecanismos de vedação (flutuante ou diferenci- lalmente é usado colar flutuante (figura 4.39b). Caso não tenha mecanismo O, É denominado colar retentor (figura 4.392). Redutores de o (ou dispersantes) - atuam nas cargas clétricas superficiais das partículas da pasta de cimento, alterando suas propriedades reológicas. Por 1º duzirem a viscosidade aparente das pastas, possibilitam o bombeio com maior vazã e menor perda de carga. Controladores de filtrado — atuam reduzindo a permeabilidade do reboco € cimento, formado em frente às zonas permeáveis, e/ou aumentando a viscosidade filtrado. As pastas de cimento devem apresentar baixa perda de filtrado, de modo tampões são feitos de borracha e auxiliam na cimentação. Normalmente dois tampões, o de fundo e o de topo, com o objetivo de evitar a conta- a pasta de cimento. O tampão de fundo tem uma membrana de borracha  96 Fundamentos de Engenharia de Perg Perfuração 9 Peró de baixa resistência em sua parte central e ao ser lançado na coluna, à frente da pasg O ECP também pode ser instalado logo abaixo do colar de estágio, garan- de cimento, é por esta deslocado até encontrar o colar (retentor ou flutuante), qq, ido im que o cimento do 2º estágio não desça pelo anular, se houver zonas de a membrana se rompe e permite a passagem da pasta. A função do tampão de f,, ido ocalizadas abaixo. é limpar o interior do revestimento. O tampão de topo é rígido, sendo lançado ar fambém visando a garantir a boa qualidade da cimentação, são utilizados os pasta para 'separá-la do fluido de perfuração que a desloca. Ao completar o bombeig, “de lavagem, que são bombeados à frente da pasta de cimento, de modo a do fluido de deslocamento, o tampão de topo é retido pelo colar, verificando se um c inação da pasta pelo fluido de perfuração e vice-versa. Os colchões aumento de pressão que indica o final da operação. também têm a função de auxiliar na remoção do reboco de lama das pare- oço, possibilitando assim a melhor aderência do cimento. a operacional de uma cimentação primária típica operação de cimentação primária típica tem a seguinte sequência (figu- “montagem das linhas de cimentação; “circulação para condicionamento do poço. Simultaneamente é feita a pre- paração do colchão de lavagem; bombeio do colchão de lavagem; + teste de pressão das linhas de cimentação, usualmente feito com as linhas cheias de colchão de lavagem. As linhas são testadas até uma pressão su- “perior à máxima pressão prevista durante a operação; * lançamento do tampão de fundo (opcional); mistura da 1º pasta, mais leve, devendo cobrir o intervalo programado: mistura da 2º pasta, de maior densidade e de maior resistência à compressão normalmente cobre 100 m a 150 m da extremidade inferior da coluna. É mais Cara, mas garante uma cimentação mais eficiente da extremidade inferior; Posicionado em algum ponto intermediário da coluna, o colar de estágio pers lançamento do tampão de topo; mite que a cimentação seja feita em mais de uma etapa ou “estágio”, quando o trecho) = deslocamento com fluido de perfuração: a cimentar é muito extenso ou quando existam zonas críticas muito acima da sapatãs; Figura 4.39 — Colar guia (a) e colar flutuante (b). fi CoLar pe Estácio * pressurização do revestimento para teste de vedação do tampão de topo. À CentraLizaDoRES São peças compostas por um jogo de lâminas curvas de aço, as quais s externamente à coluna de revestimento, visando a centralizá-la e causar um afastameno to mínimo da parede do poço, para garantir a distribuição do cimento no anular Caminhão de cimentação É ArRANHADOR 1 Unidade de O arranhador tem a função de remover mecanicamente o reboco que se fo! cimentação na parede do poço. Tal remoção é feita através dos movimentos verticais ou de rok ção da coluna, empregando-se para cada caso o tipo de arranhador apropriado. + -Col: À Ourunano Exteaxo DE RevEsTIMENTO OU ECP (ExreexaL Casting PackER) frio dd Figura 4.40 - Esquema da cimentação. É um tipo de obturador inflável, permanente, que pode ser instalado na colul de revestimento para promover a vedação do espaço anular em pontos críticos É para o isolamento de intervalos de interesse, a exemplo de reservatórios naturalmei  103 102 Fundamentos de Engenharia de P, o 4 Perfuração fluido contido em seus poros poderá ter um valor compreendido entre o da 0,1 kgf/em2/m) e o da água salgada (0,107 kgf/em?/m). Quando o gradie Pra Rad ao Ora st li o di que pe é na gradiente du O decréscimo de pressão hidrostática criado por perda de fluido de circulação De modo geral, as formações são de pressão normal devido à acumulação de água doce ou salgada nos seus poros. No entanto, diversos fatores associados con, por exemplo, compactação, movimentos tectônicos, rapidez da taxa de deposição, intercomunicação de zonas de pressões diferentes, movimento ascendente das 9. chas, ete., podem criar formações de pressão anormal. Em engenharia de petróleo é muito importante o conhecimento das pressões das formações. pois permite perfurar o poço com taxa de penetração mais alta é determinar a profundidade de assentamento das sapatas dos revestimentos com « ENE diss cena » sa slgumas operações durante a perfuração têm levado poços a entrarem em evido à constante preocupação de se detectar a existência de uma formação lo, a realização de teste de formação. Ocorrendo um kick, o oo res S A OR q OR RE GM permitem a cul RE. EA a DO : detecção e avaliação, tais como métodos geofísicos, parâmetros de perfu RR a parâmetros do fluido de perfuração, análise dos cascalhos, perfilagem etc. Ua doce ÃO INADEQUADA início da pega do cimento pode ocorrer a criação de uma estrutura auto- | com a redução da pressão hidrostática da pasta de cimento. jo, ye ser fechado, utilizando: ção, os de kick Há vários indícios que identificam uma potencial situação de kick. Quando ente reconhecidos e interpretados. eles permitem que sejam tomadas provi- 5 apropriadas para se evitar o ganho de grande volume de fluido. Os princi- lícios de kick são: aumento de volume nos tanques de lama b) Causas de kick Uma das principais funções do fluido de perfuração é exercer pressão: hidrostática sobre as formações a serem perfuradas pela broca. Quando esta pressão for menor que a pressão dos fluidos confinados nos poros das formações e a forma- ção for permeável, ocorrerá influxo destes fluidos para o poço. Se este influxo for: controlável diz-se que o poço está em kick; se incontrolável, diz-se em blowout Dentre as causas comuns da ocorrência do kick são citados: aumento de vazão de retorno; poço em fluxo com as bombas desligadas; — Peso de lama insuficiente. diminuição da pressão de bombeio e aumento da velocidade da bomba: — Abastecimento incorreto do poço durante a manobra. - poço aceitando menos lama que o volume de aço retirado; poço devolvendo mais lama que o volume de aço descido no seu interior; aumento da taxa de penetração, provocado por um desbalanceamento en tre as pressões de poro da formação e hidrostática da lama, causando um esforço no sentido formação-poço que auxilia a ação da broca: Esta é uma das causas predominantes de kick. Ao se retirar a coluna de perfus ração do poço, o volume de aço retirado deve ser substituído por um volume equivas lente de lama, mantendo a mesma pressão hidrostática no fundo do poço. corte da lama por gás, óleo ou água. '=se que a lama sofre corte pelo fluido contido nos poros de uma formação O mesmo for liberado da formação ou dos cascalhos cortados pela broca, O a incorporar-se à lama. À Pisrontio Quando se retira a coluna de perfuração do poço são criadas pressões neg vas, chamadas de pistoneio, que reduzem a pressão hidrostática efetiva abaixo da, broca. trole do poço em kick À Lama CortaDa POR Gás E... ! s principais informações do kick são as pressões lidas nos manômetros quando É fechado, e o volume ganho nos tanques. istando o poço fechado, o engenheiro prepara um plano para restabelecer o do poço, que consiste na circulação do fluido invasor para fora do poço e, Necessário, na elevação do peso da lama para conter a pressão da formação e O kick. O gás contido nos poros de uma formação normalmente se libera dos cascas lhos cortados pela broca e se incorpora ao fluido de perfuração. Este gás. g deslocado até a superfície juntamente com o fluido de perfuração, sofre grande e pansão e diminui a densidade da mistura. Se o fluido não for convenientemente tratado na superfície, um kick pode ser provocado.  104 Fundamentos de Engenharia de Persija 4 Perfuração 105 camento) e a carga é explodida. Com o impacto, a conexão se desenrosca e é retirada do poço. Desce-se, então, uma coluna de pescaria contendo na idade inferior uma ferramenta agarradora é percursores para permitir impac- ” para baixo ou para cima. 4.7.2 Pescaria O termo “peixe” é utilizado na indústria de petróleo para designar qualquer objeto estranho que tenha caído, partido ou ficado preso no poço, impedindo o pros.e- guimento das operações normais de perfuração. Então, o termo “pescaria” é aplica. do a todas as operações relativas à recuperação ou liberação do “peixe”, Prisão ou ruptura da coluna de perfuração, ruptura da broca ou queda de seus cones, queda de acessórios de perfuração ou de outro equipamento no poço são casos típicos que requerem operações de pescaria. À pescaria é uma operação sempre indesejável em um poço de petróleo. Traz consequências desastrosas à perfuração, tanto no atraso do poço quanto em suas condições mecânicas. Por isso, um ditado comum nos campos de petróleo é: “A melhor técnica de pescaria é evitá-la” de ferramentas descidas a cabo jumas vezes. ao se operar com ferramentas descidas a cabo, pode ocorrer a ste c, consequentemente, levar a uma operação de pescaria. Nestes casos, arpão para pescar o cabo. O arpão é descido no poço com uma coluna de furação. O cabo partido se enrosca às garras do arpão, enquanto sc gira perfuração. Testemunhagem à) Pescaria de pequenos objetos y lestemunhagem é o processo de obtenção de uma amostra real de rocha de ie, chamado testemunho, com alterações mínimas nas propriedades na- rocha. Com a análise deste testemunho obtém-se informações referentes à engenharia de reservatórios, completação e perfuração, tais como litologia, porosidade, permeabilidade, saturação de óleo e água, etc. Pequenos objetos como mordentes de chave flutuante, cones e rolamentos de: brocas, pequenas ferramentas, parafusos, porcas, etc. podem cair no poço. As princi- pais ferramentas usadas para a sua recuperação são: À Maestro Sia a rrilete convencional Consta de um imã permanente que aprisiona os fragmentos ferrosos. Pode ser ancora barmilei descido a cabo ou conectado na extremidade da coluna. À operação de testemunhagem com barrilete convencional consiste na desci- broca vazada, conhecida como coroa, e dois barriletes, um externo, que na coluna, e outro interno, onde irá se alojar o testemunho. Durante a opera- ida que a coroa avança, o cilindro de rocha não perfurado é encamisado te interno e posteriormente trazido à superfície. te processo, é possível obter testemunhos de 9, 18 ou 27 metros, conforme ição da coluna. À Suncesta É semelhante a um substituto, com compartimento para retenção de pequenos fragmentos metálicos, removidos do fundo do poço por circulação do fluido de per» furação, que sedimentam devido à redução da velocidade de ascensão. É posicionada logo acima da broca. hagem a cabo À Cesta ne CircuLação REVERSA la testemunhagem com barrilete convencional, ao final de cada corte de um jo é necessário trazer a coluna à superfície através de uma manobra, o que 1 O tempo e o custo da operação. Assim, foi desenvolvida a testemunhagem a 8 barrilete interno pode ser removido até à superfície sem a necessidade far toda à coluna. Esta cesta é dotada de uma válvula acionada por uma esfera lançada da super fície que desvia o fluxo do interior da coluna para o seu exterior. A cesta descida! alguns centímetros acima do fundo do poço e o fluxo impulsiona o “peixe” para O interior da cesta. b) Pescaria de elementos tubulares agem lateral As principais causas de pescaria de elementos tubulares são desenroscamento da coluna, quebra da coluna, queda da coluna no poço e prisão da coluna. ) No caso de prisão da coluna, o primeiro passo é determinar o ponto de prisão para recuperar a porção livre da mesma. Após a determinação deste ponto. UM carga explosiva é descida c posicionada em frente à conexão logo acima do ponto de prisão. Em seguida, a coluna é submetida a uma torção à esquerda (sentido ias vezes ocorrem mudanças inesperadas na coluna estratigráfica e pode ssidade de se testemunhar alguma formação já perfurada, Nestes casos, O método de testemunhagem lateral. método utiliza uma ferramenta percussiva e o seu princípio fundamental é mples: cilindros ocos, presos por cabos de aço a um canhão, são arreme: tra à parede da formação para retirar amostras da rocha.  104 Fundamentos de Engenharia de Por led Perfuração Ê 105 mento) e a carga é explodida. Com o impacto, a conexão se desenrosca e | é retirada do poço. Desce-se, então, uma coluna de pescaria contendo na inferior uma ferramenta agarradora e percursores para permitir impae- e” para baixo ou para cima. 4.7.2 Pescaria O termo “peixe” é utilizado na indústria de petróleo para designar qualquer objeto estranho que tenha caído, partido ou ficado preso no poço, impedindo o prosse. guimento das operações normais de perfuração. Então, o termo “pescaria” é aplica. do a todas as operações relativas à recuperação ou liberação do “peixe”, Prisão ou ruptura da coluna de perfuração, ruptura da broca ou queda de seus cones, queda de acessórios de perfuração ou de outro equipamento no poço são casos típicos que requerem operações de pescaria A pescaria é uma operação sempre indesejável em um poço de petróleo. Traz consegiências desastrosas à perfuração, tanto no atraso do poço quanto em suas condições mecânicas. Por isso, um ditado comum nos campos de petróleo é: “A melhor técnica de pescaria é evitá-la.” aria de ferramentas descidas a cabo umas vezes, ao se operar com ferramentas descidas a cabo, pode ocorrer a e, consegiientemente, levar a uma operação de pescaria. Nestes casos, “arpão para pescar o cabo. O arpão é descido no poço com uma coluna de rfuração. O cabo partido se enrosca às garras do arpão, enquanto se gira a) Pescaria de pequenos objetos Pequenos objetos como mordentes de chave flutuante, cones e rolamentos de brocas, pequenas ferramentas, parafusos, porcas, etc. podem cair no poço. As princi- pais ferramentas usadas para a sua recuperação je, chamado testemunho, com alterações mínimas nas propriedades na- ocha. Com a análise deste testemunho obtém-se informações referentes à 1, engenharia de reservatórios, completação e perfuração, tais como litologia, osidade, permeabilidade, saturação de óleo e água, etc. À Macnero id ss E n Col vn vencion Consta de um imã permanente que aprisiona os fragmentos ferrosos. Pode ser Ra armilcis convenciçha! descido a cabo ou conectado na extremidade da coluna. | operação de testemunhagem com barrilete convencional consiste na desci- a broca vazada, conhecida como coroa, e dois barriletes, um externo, que na coluna, e outro interno, onde irá se alojar o testemunho. Durante a opcra- dida que a coroa avança, o cilindro de rocha não perfurado é encamisado te interno e posteriormente trazido à superfíci: ste processo, é possível obter testemunhos de 9, 18 ou 27 metros, conforme sição da coluna. À Suncesta melhante a um substituto, com compartimento para retenção de pequenos, . fragmentos metálicos, removidos do fundo do poço por circulação do fluido de pers furação, que sedimentam devido à redução da velocidade de ascensão. É posicionada, logo acima da broca. agem a cabo esta DE CircuLAÇÃO REVERSA testemunhagem com barrilete convencional, ao final de cada corte de um O é necessário trazer a coluna à superfície através de uma manobra, o que à 0 tempo e o custo da operação. Assim, foi desenvolvida a testemunhagem a e o barrilete interno pode ser removido até à superfície sem a necessidade toda a coluna. da supera descida! * para O Esta cesta é dotada de uma válvula acionada por uma esfera lançada fície que desvia o fluxo do interior da coluna para o seu exterior. A cesta alguns centímetros acima do fundo do poço e o fluxo impulsiona o “peix interior da cesta. b) Pescaria de elementos mbulares hagem lateral As principais causas de pescaria de elementos tubulares são desenroscamento) lgumas vezes ocorrem mudanças inesperadas na coluna estratigráfica e pode da coluna, quebra da coluna, queda da coluna no poço e prisão da coluna. R ssidade de se testemunhar alguma formação já perfurada, Nestes casos, No caso de prisão da coluna, o primeiro passo é determinar o ponto de prisão o método de testemunhagem lateral para recuperar a porção livre da mesma. Após a determinação deste ponto. umA método utiliza uma ferramenta percussiva e o seu princípio fundamental é carga explosiva é descida e posicionada em frente à conexão logo acima do ponto d imples: cilindros ocos, presos por cabos de aço a um canhão, são arremess prisão. Em seguida, a coluna é submetida a uma torção à esquerda (sentido ds ira à parede da formação para retirar amostras da rocha. 5  Ho Fundamentos de Engenharia de 4 Perfuração E Petróteg 4.9.1 Tipos de unidades envolvidos no projeto, construção e instalação da plataforma, sua aplicação se , : se ao desenvolvimento de campos já conhecidos, onde vários poços são perfu- Existem basicamente dois tipos de Unidades de Perfuração Marítima: as «q, endo um vertical e os outros direcionais. º BOP na superfície, tais como as platafrmas fixas, as auto-elevávei, as suber s plataformas fixas são projetadas para receberem todos os equipamentos de veis e as tension legs e as com BOP no fundo do mar, conhecidas como un tadeg ção, estocagem de materiais, alojamento de pessoal, bem como todas as ins- flutuantes, tais como as semi-submcrsíveis e os navios-sonda. R . A necessárias para a produção dos poços. O emprego de cada um destes tipos fica condicionado à lâmina d'águ at (digo tância que vai do fundo do mar até a superfície da água), condições de mar. televo dy , eai fundo do mar, finalidade do poço, disponibilidade de apoio logístico e, principal. RR eo mente, à relação custo/benefício. a) Plataformas fixas ou hidraulicamente movimentam-se para baixo até atingirem o fundo do : aba se a elevação da plataforma acima do nível da água, a uma As plataformas fixas (figura 4.46) foram as primeiras unidades utiliza las, E É em si i i ámi fi ação das ondas Têm sido preferidas nos campos localizados em lâmin: egura e fora da açi são responsáveis por grande d'água de até 300 metros arte do petróleo produzido no mar. Figura 4.47 — Plataforma auto-elevável. São plataformas móveis, sendo transportadas por rebocadores ou com propul- ia, destinadas à perfuração de poços exploratórios na plataforma continen- lâminas d'água que variam de 5 a 130 metros. Devido à estabilidade desta unidade, as vperações de perfuração são seme- às realizadas em terra. Os revestimentos são assentados no fundo do mar e 5 até a superfície, abaixo da subestrutura. Aí é conectado o equipamento de iça & controle de poço (ESCP), que é similar ao utilizado em terra. Estatisticamente, este é o tipo de unidade de perfuração marítima que tem maior número de acidentes. As operações de elevação e abaixamento são E sofrem bastante influência das condições de tempo e mar. Nos deslocamen- sentam dificuldades quanto ao reboque e, para grandes moviment Teliradas seções das pernas para melhorar sua estabilidade. Figura 4.46 — Plataforma fixa do Campo de Guroupa, na Bacia de Campos. Geralmente as plataformas fixa: o estruturas moduladas de aço que são ins? taladas no local de operação com esta cravadas no fundo do mar. Devido aos altos nz Fundamentos de Engenharia de Pers; c) Plataformas submersíveis As plataformas submersíveis constam de uma estrutura montada sobre flutuador, utilizadas basicamente cm águas calmas, rios e baías com pequena | dágua. São deslocadas até a locação com auxílio de rebocadores. Ao checar locação, são lastreadas até seu casco inferior se apoiar no fundo, em geral pouco acidentado. A sua utilização é limitada devido à sua pequena capacidac lâmina d'água. um in; de d) Plataformas flutuantes As plataformas flutuantes podem ser semi-submersíveis (figura 4.48) ow navios-sonda (figura 4.49). As primeiras são compostas, basicamente, de uma estry- tura com um ou mais convescs, apoiada por colunas em flutuadores submersos, Os navios-sonda foram inicialmente adaptados, mas hoje são projetados especialmente para a perfuração. Figura 4.49 — Navio-sonda. (Foto de autoria de Enrique Fernandez, 1987). Figura 4.48 — Plataforma semi-submersível, Uma unidade flutuante sofre movimentações devido à ação das ondas, correm, tes e ventos, com possibilidade de danificar os equipamentos a serem descidos poço. Assim, é necessário que ela fique posicionada na superfície do mar, den o um círculo com raio de tolerância ditado pelos equipamentos de subsuperfície. OP ração a ser executada e lâmina d'água. Dois tipos de sistemas são responsáveis D posicionamento da unidade flutuante: sistema de ancoragem e sistema 08 posicionamento dinâmico. ) O sistema de ancoragem é constituído por oito a 12 âncoras e cabos correntes atuando como molas que produzem esforços capazes de restaurar a pos! do flutuante, modificada pela ação das ondas, ventos e correntezas. o 4 Perfuração E) No sistema de posicionamento dinâmico não existe ligação física da UPM fundo do mar, exceto a dos equipamentos de perfuração. Sensores de posi n a deriva e propulsores no casco acionados por computador restauram a o da plataforma. Devido ao alto grau de liberdade dos movimentos da UPM durante as opera- perfuração, os revestimentos ficam apoiados no fundo do mar por intermédio as especiais de cabeça de poço subrnarino. Sobre estes se conectam os equi- 5 de segurança e controle de poço, sendo que o retorno do fluido de perfura- erfície é feito através de uma coluna, chamada Riser, que se estende até a orma. As plataformas flutuantes podem ter ou não propulsão própria. De qualquer 1, possuem grande mobilidade, sendo preferidas para a perfuração de poços iraforma Tension Leg 'São plataformas usadas para desenvolvimento de campos. Sua estrutura é similar à plataforma semi-submersível, sendo que suas pernas principais adas no fundo do mar por meios de cabos tubulares (figura 4.50). grau de flutuação da plataforma possibilita que as pernas mantenham-se adas, reduzindo severamente o movimento da plataforma. Assim, as opera- le perfuração e de completação são iguais às das plataformas Figura 4.50 — Tension Leg. Sistemas de cabeça de poço submarino À perfuração de poços de petróleo no mar apresenta dois aspectos diferentes: do com o BOP na superfície como nas sondas fixas e nas PAs e a com BOP D do mar como nas semi-submersíveis e nos navios (figura 4.51).  114 Fundamentos de Engenharia de Petróleo, 4 Perfuração 115 Os sistemas de cabeça de poço submarino para unidades de perfuração flutu- podem ser de dois tipos: sistema com cabos guias (Guideline System) e sistema guias (Guidelineless System). sistema com cabos guias é mais utilizado para a perfuração de poços em às d'água até cerca de 400 m. primeiro equipamento a ser descido ao fundo do mar é a BGT (base guia a), cuja função é ancorar quatro cabos de aço para prover um guia primário para O início da perfuração do poço (figura 4.52). Figura 4.51 — Tipos de sondas marítimas. Em qualquer um dos sistemas as colunas de revestimento são sempre ancora- das no fundo do mar evitando sobrecarga na sonda, resultando em maior estabilidas de da plataforma e facilidades para o abandono do poço. a) Sistema de cabeça de poço para plataformas fixas e auto-eleváveis Em poços perfurados com plataforma fixa ou auto-elevável, o sistema de sus. pensão de fundo do mar permite ancorar os revestimentos após a sua cimentação, abandonar o poço e retornar a ele (tie-back) quando necessário. Mesmo com os revestimentos ancorados no fundo do mar, há necessidade de | um cabeçal de superfície, que tem a função de vedação secundária e de sustentação do peso dos tubos de revestimentos que se encontram acima do fundo do mar. Se o poço não for completado para produção logo após a perfuração, ele será abandonado, temporariamente, e tamponado. Após este tamponamento e a desmontar gem da cabeçal de superfície do poço, os revestimentos acima do fundo do mar são desconectados e retirados. Figura 4.52 — Perfuração da 1º fase. Após o assentamento da BGT, é descida a coluna de perfuração, constituída de 26” e alargador de 36”, para a perfuração da 1º fase do poço. A fase é perfu- à água do mar e retorno dos cascalhos diretamente para o fundo do mar. pós a perfuração do poço de 36”, é descido o condutor de 30” juntamente P (base guia permanente) (figura 4.53). Conjunto BGP, alojador e condutor de 30” é montado na superfície e desci- neamente nu poço de 36”. Em seguida é cimentado o condutor de 30” em ua extensão. Logo após tem início a perfuração da fase seguinte, com broca útilizando também água do mar e com retorno dos cascalhos para o fundo do b) Sistema de cabeça de poço para plataformas flutuantes Numa plataforma flutuante todo o sistema de cabeça de poço fica local no fundo do mar. Desta forma, as cargas provenientes da ancoragem dos revestims tos intermediários e de produção são absorvidas pelo condutor e revestimento” superfície que, por sua vez, pode descarregar parte desta carga sobre bases especia que trabalham como fundação submarina para o poço. O mesmo ocorre com as cargas provenientes dos equipamentos de segu! e controle do poço durante a perfuração, e com os equipamentos de controle produção, após a completação do poço. pós a perfuração do poço de 26”, é descido e cimentando o revestimento de de 20”, que recebe na extremidade superior um alojador de alta pressão. te alojador tem como funções promover a integração do revestimento de É com os demais componentes, permitir a conexão dos equipamentos de a é controle do poço, servir de sede para os suspensores dos revestimentos ios e de produção e conectar os equipamentos de produção na fase de 9 do poço. O alojador de alta pressão é usualmente especificado com diâme- no nominal de 18 3/4” e pressão de trabalho de 10.000 psi. Em geral, é  AVALIAÇÃO DE FORMAÇÕES minam-se “Avaliação de Formações” as atividades e estudos que visam termos qualitativos c quantitativos o potencial de uma jazida petrolífera, sua capacidade produtiva e a valoração das suas reservas de óleo e gás. A jo das formações baseia-se principalmente na perfilagem a poço aberto, no ição a poço aberto, nos testes de pressão a poço revestido e na perfilagem : ação de uma formação todas as informações s à perfilagem do intervalo de interesse, sejam clas obtidas na ctapa do lógico e geofísico da área ou na etapa de perfuração do poço. À integração os dados disponíveis permite a avaliação efetiva do reservatório. esso se inicia com a perfuração do poço pioneiro, cuja locação é defini- o geológico e geofísico, basicamente a partir de dados sísmicos. Durante ão do poço, vários indícios podem indicar a possibilidade da presença de os numa determinada formação. Esses indícios são observados nas as de calha das rochas perfuradas, em testemunhos e em kicks, assim como locidade de perfuração, pelo detetor de gás, etc. A chamada perfilagem final, executada ao término da perfuração do poço, “obter informações importantes a respeito das formações atravessadas pelo itologia (tipo de rocha), espessura, porosidade, prováveis fluidos existentes os e suas saturações. A maior limitação da perfilagem é a pequena extensão raio de investigação lateral, de modo que apenas a vizinhança do poço é ana- a perfilagem. om base na análise dos perfis, decide-se quais intervalos do poço são de Se econômico potencial para se executar os testes de formação. Se não houver los de interesse o poço é abandonado. Os testes de formação têm sido ampla- Utilizados na indústria petrolífera para se estimar a capacidade produtiva do Apesar dos indícios obtidos durante a perfuração e a perfilagem indicarem nça de hidrocarbonetos na formação, isto não significa que possam ser pro- E economicamente. Somente o teste de formação (isto é, somente a coloca- à poço em fluxo) poderá confirmar, com segurança, a presença de hidro- s na formação e fornecer dados a respeito das condições de fluxo nas ções do poço.  Fundamentos de Engenharia de Per 5.1 Perfilagem a poço aberto O perfil de um poço é a imagem visual, em relação à profundidade, de um, mais características ou propriedades das rochas perfuradas (resistividade elétrica po- tencial cletroquímico natural, tempo de trânsito de ondas mecânicas, radioatividade natural ou induzida, etc.). Tais perfis, obtidos através do deslocamento contínuo de um sensor de perfilagem (sonda) dentro do poço. são denominados genericamente de pers fis elétricos, independentemente do processo físico de medição utilizado. a ou 5.1.1 Fundamentos de perfilagem Para todos os efeitos, uma rocha sedimentar pode ser dividida em duas partesy = A “matriz”, englobando toda a parte s origem terrígena ou carbonática. Os “poros”, ou tudo aquilo que é vazio na rocha e que pode ser preenchido por fluidos, tanto de origem primária, adquirida durante a deposição, quan- to secundária ou subsegiiente, como fraturas c dissoluções de parte da ma- triz, conforme comentado no item 2.1.2. lida da rocha, independente de sua: A resistividade é a propriedade da rocha permitir ou não a passagem de uma corrente elétrica. Considerando uma caixa cheia de água com resistividade igual a Rys à porosidade será igual a 100%, uma vez que não existe rocha. Ao se colocar grãos de sílica (isolante) dentro da caixa, verifica-se que a resistividade da mesma, (R9) aumenta proporcionalmente ao número de grãos. enquanto que a porosidade, diminui proporcionalmente. Então, a resistividade de uma rocha, R,, varia na razão direta da resistividade da água e inversa da porosidade. A resistividade de uma rocha completamente saturada por água é dada por: aR y om onde a é o coeficiente de tortuosidade ou litológico, m é o coeficiente de cimentação ep éa porosidade. Ro = (5.1) No caso em que a rocha contenha gás, óleo e/ou água em seus poros. resistividade da rocha aumentará consideravelmente devido à capacidade isolante da fração hidrocarboneto. A resistividade da rocha contendo hidrocarbonetos, Rg função de R,, pois diminuindo a salinidade da água contida na rocha, por exemph diminui-se R, também. Da mesma maneira, R, é inversamente proporcional à sº ração de água S,. A expressão final para R, hamada Lei de Archie (1942) e é dada por: ua aRy ars onde n geralmente é denominado de coeficiente ou expoente de saturação. 5, Avaliação de Formações valores mais comuns paraa em são: 0,62 <a<081e2<m<2,15 para genas ou a =| em =2 para rochas carbonáticas. O valor usual de n é 2, pedidas de laboratório devem ser feitas para maior acuracidade. to, para a determinação da saturação de água em um reservatório conten- incógnitas precisam ser encontradas. A incógnita R,, pode ser avés do perfil que mede o potencial espontâneo das rochas, embora seja pre- erar a água do reservatório e analisá-la em laboratório. A R, pode ser obti- is de leituras diretas nos perfis elétricos convencionais ou indutivos, e a je pode ser obtida por perfil sônico, perfil de densidade ou perfil neutrônico. parâmetros a, m e n podem ser obtidos em laboratório, da experiência da s próprios perfis. s de perfis encial Espontâneo - SP; Este perfil mede a diferença de potencial entre trodos, um na superfície e outro dentro do poço. Permite detectar as camadas osas, calcular a argilosidade das rochas e auxiliar na correlação de informa- poços vizinhos. rios Gama — GR: Detecta a radioatividade total da formação geológica, Uti- a identificação da litologia, a identificação de minerais radioativos e para lo do volume de argilas ou argilosidade. Neutrônico — NPHI: Os perfis mais antigos medem a quantidade de raios gama ra após excitação artificial através de bombardeio dirigido de nêutrons rápi- is modernos medem a quantidade de nêutrons epitermais e/ou termais da s 0 bombardeio. São utilizados para estimativas de porosidade, litologia e hidrocarbonetos leves ou gás. dução — ILD: Fornece leitura aproximada de R,, através da medição de cam cos e magnéticos induzidos nas rochas. ico — DT: Mede a diferença nos tempos de trânsito de uma onda mecânica s rochas. É utilizado para estimativas de porosidade, correlação poço a timativas do grau de compactação das rochas ou estimativa das constantes detecção de fraturas e apoio à sísmica para a elaboração do sismograma sidade — RHOB: Detecta os raios gama defletidos pelos elétrons orbitais hentos componentes das rochas, após terem sido emitidos por uma fonte Situada dentro do poço. Além da densidade das camadas, permite o cálculo e a identificação das zonas de gás. É utilizado também como apoio à à O cálculo do sismograma sintético. tem muitos outros tipos de perfis, com aplicações as mais diversas bbjetivo de melhor avaliar as forma: la comercial de hidrocarbonetos. todos geológicas quanto à ocorrência de  124; Fundamentos de Engenharia de Perrójo 5. Avaliação de Formações 125 A figura 5.1 mostra exemplos de alguns perfis obtidos em um Poço exploratório, No perfil GR é possível distinguir dois corpos arenosos (baixa argilosidade); 11 a 2.850 metros de profundidade e outro a 2.965 metros. O corpo superior pode ser inc pretado como arenito argiloso no topo tornando-se mais limpo para a base, enquanto que o corpo inferior é um arenito bastante limpo. O perfil neutrônico NPH! mostra que a porosidade do corpo superior é baixa, diminuindo para a base, enquanto que q porosidade do corpo inferior é baixa. Estimativas quantitativas podem ser obiidas à partir dos perfis, e neste caso obteve-se porosidade da ordem de 10%. A resistivie de ambos os corpos é relativamente alta, possivelmente induzida pela baixa porosicl; GR NPHI ILD RHOB DT argilosidade | porosidade | resistividade | densidade | velocidade 2800 2900 5.2 - Exemplo de perfis mostrando um reservatório comercial de petróleo. 3000 de pressão em poços ERAS PRO RECO End sem tr poço explorotário. um poço em um reservatório novo, selado nos seus limites externos. O reservatório está em equilíbrio, isto é, em qualquer ponto a sua pres- € igual à chamada pressão estática original. Quando o poço é coloca- ão (durante um teste, por exemplo), o equilíbrio das pressões é quebra- é menor no poço e vai crescendo à medida que se afasta dele em direção do reservatório. Quando o volume de fluido produzido é pequeno, em ao tamanho do reservatório, observam-se quedas de pressão (em relação Original) apenas em uma região próxima ao poço. Neste caso, as pressões do reservatório mais afastadas do poço permanecem iguais à pressão im o avanço da produção, a região afetada (onde sc observam quedas de aumentando e, eventualmente, se propaga para todo o reservatório. Quanto é retirado maiores são as quedas de pressão observadas. O período de que o poço está produzindo é chamado de período de fluxo. ine agora que, após um certo tempo em fluxo, o poço seja fechado. Em- de produção seja nula, continuará ocorrendo movimento de fluidos no Tanto a densidade RHOB quanto a velocidade DT apresentam-se relativas mente altas, atestando a baixa porosidade destes arenitos, o que indica que estas foi mações seriam reservatórios de baixa produtividade caso fossem portadores hidrocarbonetos. A figura 5 ção em que houve a confirmação de ul jazida comercial de petróleo. Tanto o perfil RHOB quanto o DT mostram a prese) de arenitos porosos a partir de 2.870 metros de profundidade. O corpo superior (: relo) é bastante argiloso e o corpo inferior (azul) é limpo. como pode ser constatãl no perfil GR. O corpo superior apresenta resistividade alta, que pode ser indicatf de hidrocarbonetos, enquanto que o corpo inferior apresenta resistividade muito xa, atestando a presença de água salgada. Com o respaldo de indícios da presença! hidrocarbonetos durante a perfuração, foi realizado um teste da formação sup? que comprovou a existência de uma jazida comercial de petróleo. .2 apresenta uma sil  130 Fundamentos de Engenharia « 5. Avaliação de Formações 131 PF 1 1 N “pq Válvula de circulação Primeiro crescimento reversa ja da coluna Primeiro fluxo de pressão (b) (e) Registrador acima da válvula Válvula de fundo —+— o. Registrado interno AféniDe Segundo crescimento Reifádáida Coina us de pressão nar ] Tubos perfurados O) 6 Rd o Figura 5.4 - Carta típica de um registrador de pressão externo. - Zona de “interesse a instalação dos equipamentos de superfícies — que permitirão o contro- ção e o descarte dos fluidos porventura produzidos — o obturador é assenta- ido o intervalo a ser testado da pressão do fluido de amortecimento. Imediata- ra em ação um mecanismo de retardo na válvula de fundo, a qual se abre minutos. Neste instante, o fluido de completação existente abaixo do se expande para dentro da coluna, liberando a formação da pressão a. Tem início, então, o primeiro período de fluxo. No diagrama de pres- cai de PHI até PFI (pressão de fluxo inicial) quase instantaneamente, é comunicada com a pressão atmosférica através da coluna vazia.” Registrador externo Figura 5.3 - Esquema de uma coluna típica de teste de formação. Na figura 5.4 podem ser acompanhadas as diversas fases do teste e respe ã vos diagramas de pressão (pressão versus tempo) obtidos pelo registrador oxtei dida que os fluidos vão sendo produzidos, os registradores acusam o Nos diagramas da figura 5.4 o deslocamento horizontal (da esquerda para a direi a pressão devido ao crescimento de coluna de fluido dentro da tubulação representa a passagem do tempo, enquanto que a distância vertical, medida em re ). Durante os períodos de fluxo, o sopro!9 deve ser observado, e se hou- ção à linha base traçada na superfície (linha de pressão atmosférica), é propor ição de líquido ou gás na superfície, deve-se medi-la. j à pressão atuante no registrador, o primeiro fluxo, a válvula de fundo é novamente fechada e o registrador Antes da descida da coluna de teste, o poço está cheio de fluido de amo! istrar o primeiro crescimento de pressão, como mostra à figura 5.4c. O O registra i ão é i E são á- mento — fluido de perfuração ou de completação com peso suficiente para cont Eistrado do crescimento de pressão é denominado PEI (pressão está Tuidos das f A le o período de fechamento, o registrador acima da válvula deverá uidos Is desça ci a pressão constante e igual à última pressão de fluxo (PFF). perfurados e sai aii orifícios de uma válvula de desvio by pass) localiz: do obturador A válvula testadora está fechada, e, portanto, a tubulação Os mais comuns instalados na superfície são: cabeça de teste, linhas de surgência, choke manifold, é mantida vazia. de aferição e queimadores. Na o 54a ferramenta atingiu a profundidade Ee assentamento do dl ] utiliza-se um colchão acima da válvula (de água, óleo diesel, nitrogênio, etc.), cuja pressão o o pela diferença da pressão entre a formação e o interior da coluna, quando da abertura da do. O colchão evita colapso da coluna e do revestimento, danos às borrachas de obturador, dano e fluido de amortecimento, desde a superfície (onde é zero) até a posição de (2 Produção de areia, etc. onde é máxima (PHI é a pressão hidrostática inicial). = deslocamento de ar para fora da coluna devido ao crescimento de coluna de fluido dentro da É um indicativo da abertura da válvula e fornece informação qualitativa da vazão.  Avaliação de Formaç 133 132 Fundamentos de Engenharia de Prosseguindo a operação, a válvula de fundo é aberta para o segundo Períoy de fluxo e, posteriormente, novamente fechada para o segundo crescimento de são, conforme ilustram as figuras 5.4d e 5,4. Ao ser desassentado o obturador, a pressão hidrostática final (PHF) é re; trada e, à medida que a coluna vai sendo retirada do poço, pressões hidrostár decrescentes são registradas até se chegar à superfície (figura 5.41). Durante a retirada da coluna é feita a circulação reversa, A válvula de circula ue pressão gão reversa é aberta e o fluido de amortecimento é bombeado pelo espaço anu recupcrando-se os eventuais fluidos produzidos durante o teste, Além dos motivos de segurança, a válvula de circulação reversa permite a identificação e med fluidos nos testes em poços não-surgentes. d volume da câmara de estocagem do teste de produção envolve todo o poço pres to na superfície) e, portanto, é muito maior que o de um teste de formação o no fundo). Logo, em um teste de produção, os tempos de estática devem sis itivamente maiores quando comparados aos do teste de formação. ica iste na descida de registradores de pressão a cabo por dentro da coluna, pressões de fluxo e/ou estática. Diferentemente dos TPs, no registro de jo se faz medição de vazão na superfície. n se enquadram nesta categoria as operações de registro de gradiente dinâmico. Gradiente de pressão se refere ao registro das pressões em profundidades no poço. Se o poço está em fluxo estabilizado, diz-se que o E é dinâmico: se fechado, diz-se que é estático. ição d c) Teste de formação a poço aberto (TF) O teste de formação a poço aberto é realizado durante a fase de perfuração antes de se revestir o intervalo. O fato de o intervalo estar aberto faz com que o tes seja curto, devido à possibilidade de prisão da coluna (decantação de sólidos fluido de perfuração ou desmoronamento da formação), ao risco de entupimento coluna e ao isolamento precário do intervalo. Além da estimativa da capacidade fluxo, os TEs têm a grande vantagem de possibilitar a identificação dos fluidos d formações de interesse antes da descida do revestimento de produção. ilagem de produção lagem de produção é feita através de perfis corridos após a descida do nto de produção e completação inicial do poço, visando determinar a le de uma completação ou as condições de produtividade (ou injetividade) d) Teste de formação a poço revestido (TER) O teste de formação a poço revestido se caracteriza pelo bom isolamento: intervalo de interesse e pelas melhores condições mecânicas do poço. O isolamei entre os diversos intervalos portadores de água ou hidrocarbonetos é conseg pela cimentação do revestimento. As melhores condições mecânicas propiciam tempos de teste suficientes que todos os objetivos possam ser alcançados, além dos testes serem mais segurose! menos sujeitos a falhas mecânicas. duction logging tool (PLT) | ferramenta PLT pode fornecer os seguintes perfis: continuous flowmeter, ômetro, densidade. hidrolog e temperatura. uous flowmeter e) Teste de produção (TP) objetivo principal deste perfil é definir a contribuição de cada intervalo » poço na vazão total de produção (ou de injeção). continuous flowmeter consiste basicamente de uma hélice centralizada na a, cuja velocidade de rotação é registrada continuamente contra a profun ação da hélice é função da velocidade de fluxo do fluido dentro do poço, e do sentido de movimentação do cabo (descendo ou subindo) e da dos fluidos. ; | velocidade relativa entre a ferramenta e o fluido produzido fosse igual a Os testes de produção caracterizam-se pela não-utilização de válvula de do: A abertura (período de fluxo) e o fechamento do poço (período de estática) feitos na superfície, na “árvore de natal” (Capítulo 6) ou no choke manifold. Os rei tradores são descidos por dentro da coluna através de um cabo. Normalmente, necessidade de indução de surgência para se iniciar o fluxo (Capítulo 8) Em um teste de formação ou de produção, a vazão na válvula é mantida após o fechamento do poço para estática. Entretanto, a formação continua ali tando a câmara de estocagem — volume da câmara abaixo da válvula, conectado” intervalo produtor — devido à compressibilidade do fluido no poço. Esta vaz! alimentação, denominada after flow ou vazão de estocagem, diminui rapidamenl medida que o fluido da câmara de estocagem é ópria velocidade do fluido. Como seria bastante trabalhoso (ou até não tal) ficar alterando a velocidade do cabo em cada trecho de interesse para se ir à rotação da hélice igual a zero, é muito mais simples se efetuar três mano- lescida e subida, com velocidades diferentes do cabo entre cada manobra, e Num gráfico onde na abscissa está a velocidade do cabo (V .upo) & na orde- é comprimido. Este período, deno nado período de estocagem, depende do volume da câmara de estocagem, da 00 pressibilidade do fluido no poço e da produtividade da formação.  134 Fundamentos de Engenharia de p,, Avaliação de Formações 135 nada a rotação da hélice (RPS). Traçando-se uma reta pelos pontos obtidos pode: extrapolar e encontrar a velocidade do cabo que resultaria em rotação zero par, trecho de interesse. a fluxos trifásicos, o uso simultâneo do flowmeter e de medidores de den- | fluido não é capaz de informar a contribuição e percentagem de cada A partir das velocidades de fluxo nos trechos de interesse (entre os canhone: ido em cada intervalo. abertos) determina-se, por diferença, a contribuição percentual de cada incervato il hidrolog mede a constante dielétrica do Nluido que passa por dentro vazão total de produção do poço. Este procedimento também pode ser adotado e; a ferramenta, indicando a percentagem de água presente na mistura. Esta poços injetores de água para se determinar qual a parcela recebida em cada intervalo, seia-se no fato de que dentre os três tipos de fluidos (gás, óleo e água) O perfil flowmeter corrido isoladamente, sem outras informações, soment ua apresenta alta constante dielétrica. Assim, o perfil é calibrado para pode informar a contribuição de cada intervalo, se o fluxo for com um único fluid icos, fornecendo imediatamente os valores da percentagem de água. — Caso esteja presente a produção de dois fluidos, mais um perfil é necessário para infor BRR O pestl do discado, este par aca aliza do conti medir mar, além da contribuição de cada intervalo, qual a percentagem de cada fluido, RR O do cone norma mento o quibe, aca ianêndo b) Gradio ômetri b) Gradiomanômeiro temperatura Este perfil registra continuamente a densidade da mistura de fluido dentro di poço em função da profundidade, através da medição de pressão em dois ponto distintos, afastados de dois pés. Sua resolução é de cerca de 0,01 g/cm?. A diferença de pressão registrada é função da soma da coluna hidrostát com as perdas por atrito e a diferença do efeito cinético entre os dois pontos medição de pressão. Em velocidades normais de fluxo, o efeito do atrito não grande e o efeito cinético é normalmente desprezível, de modo que a diferença d pressão é reflexo da própria densidade do fluido. Cuidados especiais devem ser k mados com poços direcionais, já que o ângulo de inclinação do poço em cada ponto vai estar afetando a diferença de pressões. Caso o poço esteja produzindo somente dois fluidos (óleo e água. óleo e ou gás e água), é possível determinar a contribuição e percentagem de cada fl em cada intervalo aberto para produção, correndo-se simultaneamente o pa flowmeter e o perfil gradiomanômetro. tilizado para registrar a temperatura do fluido do poço. O estudo de ano- mperatura pode fornecer diversas indicações. tais como: intervalos pro- u recebendo fluidos, localização de vazamentos, topo do cimento, altura de é condições do poço antes e durante a perfilagem determinam a utilidade S de temperatura. As medidas são feitas durante uma injeção ou produção is ou em intervalos regulares após o poço ter sido fechado e o fluido de O poço estar retornando ao equilíbrio geotérmico com as formações al decay time log (TDT) TDT é utilizado para traçar um perfil qualitativo das saturações dos fluidos is no reservatório. Em outras palavras, determina os contatos gás-óleo e rfil é um registro contínuo do tempo de decaimento do nível termal da S nêutrons emitidos contra a formação pela fonte do aparelho versus a Jade. Ao atingir um determinado nível, os nêutrons que são capturados Ss gama, os quais são captados e contados pelos detectores da ferramenta. Di óleo e a água têm uma resposta diferente a este estímulo, consegue-se diferentes saturações da rocha. c) Perfil de densidade O perfil de densidade (fluid density meter) apresenta a densidade do fluk que passa por dentro da própria ferramenta (amostra de 4” por 4” de diâme através de um sistema radioativo semelhante ao dos perfis que medem a den da formação a poço aberto. A resolução do perfil, em condições normais, que 0,02 g/cm? e o perfil não precisa ser corrigido pelo desvio do poço. Deve-se ressaltar que em fluxos multifásicos o fluido mais leve normalm te escoa pelo centro do conduto, enquanto o mais pesado escoa mais próximo) paredes do poço. A ferramenta, sendo centralizada, costuma medir uma den menor que a real. Por outro lado, em poços direcionais com desvio muito acem » da do, os centralizadores podem não conseguir impedir certa descentraliza ramenta e consegientemente a medição da densidade fica mais afetada pelo fl mais pesado.  140 Fundamentos de Engenharia de Peiyoja, lo 6. Completação 141 Condicionamento do poço As principais desvantagens das completações múltiplas sãs = maior possibilidade de problemas operacionais, devido à maior compjeyi. ma vez instalados os equipamentos de superfície, procede-se à fase de con- a ai) poainçoe E Aga É ea nto do revestimento de produção e à substituição do fluido que se encontra — maior dificuldade na aplicação dos métodos artificiais de elevação do pes do poço por um fluido de completação. E o condicionamento, é descida uma coluna com broca e raspador (figura modo a deixar o interior do revestimento de produção (e liner, quando pre- itado e em condição de receber os equipamentos necessários. A broca é da para cortar os tampões de cimento e tampões mecânicos porventura exis- o interior do poço, bem como restos da cimentação. O raspador é uma ferra- com lâminas retráteis, que desce raspando a parte interna do revestimento de o, retirando o que foi deixado pela broca. Após o condicionamento do reves- “de produção, sua estanqueidade é testada sob pressão e feitas as devidas se houver vazamentos. (a) (b) É It Ê | Dril pipe Figura 6.2 — Tipos de completação: (a) simples, (b) seletiva e (e) dupla. Condicionador de topo liner 6.2 Etapas de uma completação A completação de um poço envolve um conjunto de operações subsegiientes à perfuração, Uma completação típica de um poço marítimo, com árvore de natal cons vencional e equipamentos de gas lift, obedece às seguintes fases, em segiiência cros Gra E Alana, fa 6,3 - Condicionamento do liner e substituição do Nluido de perfuração por fluido de completação. 6.2.1 Instalação dos equipamentos de superfície fluido de completação geralmente é uma solução salina, cuja composição Compatível com o reservatório e com os fluidos nele contidos, para evitar à formação, ou seja, originar obstruções que possam restringir a vazão Além disso, o fluido de completação deve ter uma densidade capaz de pressão hidrostática, no fundo do poço, ligeiramente superior à pres- do reservatório, para impedir que haja fluxo de fluidos da formação para im mantê-lo amortecido. Basicamente são instalados a cabeça de produção e o BOP para permitir O acesso ao interior do poço, com toda a segurança necessária, para execução das demais fases. No mar, em águas rasas, pode-se trazer a cabeça do poço até a superíidl prolongando-se os revestimentos que se encontram ancorados nos equipamentos talados no fundo do mar (tie-back). Após esta operação de reconexão dos reves mentos, a completação pas ser similar à completação dos poços terrestres. À sik ação final da cabeça do poço é idêntica à situação apresentada no Capítulo 4 (figuR 4170418) ivaliação da qualidade da cimentação imentação tem a função primordial de promover vedação hidráulica entre SOS intervalos permeáveis, ou até mesmo dentro de um mesmo intervalo, O a migração de fluidos por trás do revestimento, bem como propiciar su- nico ao revestimento. 2 Com pequenas diferenças, estas fases são us mesmas para à completação de um poço terrestre.  142 — Fundamentos de Engenharia de Po, 6 Completação 143 Ctrólg A existência de uma efetiva vedação hidráulica é de fundamental import técnica e econômica, garantindo um perfeito controle da origem (ou destino fluidos produzidos (ou injetados). O prosseguimento das operações no poço s, observação deste requisito pode gerar diversos problemas: produção de fluidos durante um período de 1 ms (200 a 1.200 us): os picos positivos da onda cem em escuro, e os negativos, em claro; a cor cinza corresponde à amplitude a 6.6). âncig) ) dog ema sejáveis devido à proximidade dos contatos óleo/água ou gás/ólco, testes de E ai ção das formações incorretos, prejuízo no controle dos reservatórios e Operações de Fluido de o estimulação malsucedidas, com possibilidade até mesmo de perda do poço. Remplefação missor Caso seja comprovada a falta de vedação hidráulica (figura 6.4), procede-se ã R1(3 pés) correção da cimentação primária através de canhoneio do revestimento e comprese R2 (5 pés) são do cimento nos intervalos com cimentação deficiente. Cimentação primária CBL/VDL/GRICCL Gás Figura 6.5 — Ferramenta acústica para perfilugem CBL/VDL. “A boa aderência cimento-revestimento é detectada pela presença de valores “nas leituras do perfil CBL, enquanto a boa aderência cimento-formação é pela ausência de sinal de revestimento e presença de sinal de formação no VDL. Na figura 6.6 a porção mais rasa que 2.695 m e mais profunda que m encontra-se bem cimentada, tanto no revestimento quanto na formação. O revestimento livre produz altos valores no perfil CBL e um característico de faixas paralelas, retas, claras e escuras no perfil VDL, como mostrado no entre 2.695 m e 2.702 m do perfil apresentado na figura 6.6. perfil de raios gama (GR) tem a função de correlacionar a profundidade do il CBL/VDL com o GR dos perfis de poço aberto, cujas profundidades são das como referência durante toda a vida do poço. Esta correlação é possí- s a curva de raios gama (GR) não sofre alteração significativa devido à presen- evestimento de aço e do cimento. O perfil de localização das luvas do revestimento (CCL — casing colar locator), 6.6, tem como função localizar, em profundidade, as luvas do revestimento. fis GR/CCL, em conjunto com os perfis de poço aberto, são utilizados para o é de profundidade nos trabalhos com o poço revestido, especialmente nas ope- de canhoncio e assentamento de tampões mecânicos e packers permanentes. curvas de tempo de trânsito (TT) permitem verificar a qualidade das curvas CBL/VDL, pois trazem diversas informações relevantes, tais como se a leitu- corresponde ao sinal que caminha pelo revestimento, se a ferramenta sônica h centralizada no revestimento ou não, se existem fluidos diferentes no interior nto, se existe alteração nas dimensões do revestimento, sem um corres- le registro no projeto do poço ou no programa de completação, etc. Figura 6.4 — Esquema de poço com falha na cimentução. Para se avaliar a qualidade da cimentação, são utilizados perfis au medem a aderência do cimento ao revestimento e do cimento à formação. sticos, que a) Perfil sônico (CBL/VDL) O sistema usado para perfilagem acústica é composto basicamente por um | emissor e dois receptores, além de um circuito eletrônico para o processamento do, sinal (figura 6.5). O emissor é acionado por energia elétrica, emitindo pulsos sonos ros de curta duração que se propagam através do revestimento, cimento e formação antes de atingir dois receptores: um a três pés, e outro a cinco pés do emissor. Aí reconvertidos em impulsos elétricos e enviados para a superfície, através de cabos condutores. O perfil CBL (controle de aderência da cimentação) registra a amplitude, Sl mv, da primeira chegada de energia ao receptor que está a três pés (figuras 6.5 c 6.0) A atenuação produzida pela aderência do cimento ao revestimento depends da resistência à compressão do cimento, do diâmetro e espessura do revestimento, da percentagem da circunferência cimentada. O perfil VDL (densidade variávi registra a onda detectada pelo receptor que está a cinco pés e apresenta-a, qu  144 Fundamentos de Engenharia de Pp, 6. Completação 8 145 soMin — Amplitude — Max A ausência de cimento corresponde a uma amplitude grande e uma longa 90 CT Trrr E nencial do sinal | compôs (om VDL Variable Density (VDL)| ro RR) (US) 1200 itude | cer(céru E sl 10 e ES inaldo F7 revestimento | Sal 1! 1 T 2700 t À y L da] U nal de LA formação HER Figura 6.6 - Perfil CBL/VDL/GRICCL. Figura 6.7 — Ferramenta e perfil ultra-sônico típico. b) Perfil ultra-sônico (CEL ou PEL) O uso de pulsos ultra-sônicos na avaliação de cimentação foi investigado nos anos 70, e os primeiros resultados de campo foram apresentados em 1981. A figura 6,7 apresenta um desenho esquemático de uma ferramenta utilizada para a obtenção do perfil CEL (Cement Evaluation Log). Diferentemente do CBL, que registra um valor médio dos 360º de poço à sua volta, o perfil CEL proporciona boa resolução circular, uma vez que oito transdutores são dispostos de forma helicois dal em diferentes azimutes, de tal forma que cada um avalie 45º da circunterência. Na figura são também mostrados o mapa da cimentação por trás do revestimento, onde as zonas escuras indicam boa cimentação, enquanto as zonas em branco indicam má cimentação, e duas curvas auxiliares representativas da resistência compressiva máxio ma (CSMX) e mínima (CSMN) do cimento atrás do revestimento. A figura 6.8 mostra de forma esquemática o caminho percorrido pelo puls acústico de alta fregiência ao incidir no revestimento. Uma parcela da energia é rel tida e o restante entra em ressonância nas paredes do revestimento, gerando reflexõe múltiplas. Considerando interfaces planas e normais ao raio incidente, as parcelas rel S rentes à energia refletida (R) e transmitida (T) podem ser obtidas através da equa 3.1. Neste caso, o meio 1 é o material presente no anular, e o meio 2 é o revestimento Como os valores da impedância no fluido e no revestimento são conhecido ou facilmente determinados, a única incógnita é a impedância acústica do mais presente no anular. A presença de cimento em volta do revestimento é detectada através de UM amplitude pequena da onda acústica e um rápido decaimento exponencial da res AB Parede do revestimento o Figura 6.8 — Propagação do pulso ultra-sônico. perfil CEL não é tão eficiente quanto o CBL/VDL para investigar a aderên- nto-formação. O uso combinado de ambos os perfis, porém, permite a com- ação da qualidade da cimentação. Principal limitação desta ferramenta é a não-cobertura de todo o revesti- à necessidade de um intervalo. com revestimento livre para possibilitar a O das leituras feitas pela ferramenta. enta de perfilagem ultra-sônica USIT is ferramentas USIT (UltraSonic Imager Tool) são as mais recentemente de- S pelas companhias de perfilagem. Apresentam um único transdutor, que Tps, cobrindo todo o perímetro do revestimento, e emite 18 pulsos ultra-  150 Fundamentos de Engenharia de au eae TDS Poços de gás ou poços com gases corrosivos róleg Completação 151 para baixo. Para abrir ao fluxo novamente, basta pressurizar a coluna. Uma ida a sede inferior, a shear-out passa a funcionar como uma boca de sino, | — (CO, H8) p a sua extremidade inferior biselada para facilitar a reentrada de ferramentas ê de produção. q PH-6 Poços ppa de alta pressão com gases A corrosivos (CO,, H,S) Corpo Pra de óleo Figura 6.14 — Tubos de produção mais usuais. — Sede superior Parafuso de cisalhamento Sede intermediária Parafuso de cisalhamento Tabela 6.1 — Principais características dos tubos de produção mais comuns E 2 EU SP EU 41/27" EI Sede inferior tamponada Grau do aço N-80 N-80 N-80 Parafuso de cisalhamento Peso (Ib/pé) 6.8 93: 12,75 Diâmetro interno (pol) | 2441 2.992 RR 2,95% Figura 6.15 — Esquema de shear-out tripla. Diâmetro externo (pol) 3,668 4,500 5,563 Resistência ao colapso (psi) | 11160 10530 150 | à Hydro-trip Resistência à tração (psi) 144960 202220 288040 Também serve para o tamponamento temporário da coluna, podendo ser ins- | Torque (btpéy 2800 3200 4000 “m qualquer ponto desta. A sede não cai para o fundo do poço, pois tem uma ia apropriada para isto, e apresenta a desvantagem de não permitir a passa- na coluna após o rompimento da sede (figura 6.16). O dimensionamento ifusos de cisalhamento e a operação são semelhantes à da shear-out. Pressão interna (psi) 10570 10160 8430 6.3.2 Shear-out É um equipamento instalado na extremidade inferior da coluna de produção) que permite o tamponamento temporário desta. Também conhecido por sub d pressurização (figura 6.15). Possui três sedes. duas superio) o lançamento de esferas de diâmetros diferentes, e a inferior tamponada. A 5º tamponada é utilizada para o assentamento de packers, cujo mecai mento demanda pressão (packer hidráulico e hidrostático), e o número de parafusos de cisalhamento é dimensionado de acordo com a pressão necessária para o assenk mento do packer. Ao se pressurizar a coluna, a força atuante na sede faz com que O parafusos cisalhem, caindo a sede no fundo do poço e liberando a passagem P coluna. Caso haja necessidade de tamponar novamente a shear-out, esferas compal veis com cada uma das sedes são lançadas no poço, promovendo jação da columê ipples de assentamento que são vedadas cor em para alojar tampões mecânicos, válvulas de retenção ou registradores Normalmente são instalados na cauda da coluna de produção, abaixo de Outras ferramentas (figura 6.13), mas podem também ser instalados, tantos necessários, em vários pontos da coluna. Há dois tipos principais de nípples ento: não-seletivo (R) e seletivo (F) (figura 6.17). O nipple não-seletivo um batente na parte inferior, com diâmetro interno menor que o diâmetro área polida. Normalmente, é utilizado quando a coluna requer um único como o último (mais profundo) de uma série de nippies do mesmo tamanho. seletivo não possui batente, isto é, a própria área selante serve de batente  152 Fundamentos de Engenharia localizador. Podem ser instalados vários nipples seletivos de mesmo tamanho nu mesma coluna e, nesse caso, o assentamento é feito pela ferramenta de descida pelo tipo de trava do equipamento a ser instalado. Sede superior Reentrância para expansão da sede Parafuso anti-rotação Sede Parafuso de cisalhamento Esfera Sede inferior Reentrância para expansão de sede Área polida Parafuso anti-rotação Nipple F Nipple R Parafuso de cisalhamento tampões mecânicos. Figura 6.16 — Hydro-trip dupla. 6.3.5 Camisa deslizante (sliding sleeve) Possui uma cam através operações com cabo à seção da coluna de produção e destina-se a promover a comuni: igura 6.18). A área de fluxo normalmente é equivale; ão anular-coh ou coluna-anular. As camisas deslizantes podem ser utilizadas em completações selel olar zona(s) empacotada(s) por doi vas, pos: packers tando colocar em produção ou 6.3.6 Check valve É uma válvula que serve para impedir o fluxo no sentido descendente. É com posta de uma sede, com uma válvula de retenção que se abre quando pressurizada baixo para cima e veda quando pressurizada de cima para baixo. 6.3.7 Packer de produção O obturador, ou packer, tem a função hásica de promover a vedação do es] go anular entre o revestimento e a coluna de produção, numa determinada profum dade, com os seguintes objetivos a trava) do plug (groove) Batente (no-go) Figura 6.17 = Nipples para assentamento de terna que pode ser aberta ou fechada, quando necessário, Completação 153 Posição fechada | Perfil F para assentamento eventual de p/ug ou pack-off Top sub — Camisa interna Janela de comunicação Gaxetas de vedação anular x coluna Reentrância (groove) superior Collet Área polida Botton sub Figura 6.18 — Camisa deslizante (sliding sleeve). proteger o revestimento (acima dele) contra pressões da formação e fluidos eorrosivos: = possibilitar a injeção controlada de gás, pelo anular, nos casos de elevação artificial por gas-lift; “permitir a produção seletiva de várias zonas por uma única coluna de pro- dução (com mais de um packer). )s packers são constituídos por borrachas de vedação, cunhas, pinos de cisalha- assentamento e pinos (ou anel) de cisalhamento para desassentamento. Os podem ser dos tipos recuperável ou permanente. : packer recuperável pode ser assentado e recuperado muitas vezes. É desci Fópria coluna de produção. O assentamento pode ser mecânico, hidrostático ico, dependendo do modelo de packer utilizado. Os modelos de assenta- ânico são assentados por rotação da coluna, seguida de aplicação de peso dependendo do mecanismo de assentamento (compressão ou tração). Os ostáticos (figura 6.19) são assentados por pressurização da coluna e o lamento é realizado tracionando-se a coluna. packer permanente, após o assentamento, não pode mais ser recuperado. ser cortado, deslocando-se a carcaça para o fundo do poço. Geralmente é | cabo, conectado a uma ferramenta de assentamento. Após ser posicionado na de desejada, aciona-se eletricamente a ferramenta de assentamento e ocorre O de um explosivo que cria um movimento da camisa superior para baixo, nindo todo o conjunto até a camisa retentora. Este movimento expande o c e as cunhas contra o revestimento (figura 6.20). Anéis de travamento Camisa protetora —— Fundamentos de Engenharia de Po, Mandril Parafuso de cisalhamento para desassentamento Colfet Elemento de vedação Snap iatch tado jo cisalhamento stemalhel arafuso de gisalhamento Cone superior Cunha Cone inferior Parafuso de cisalhamento Pistão atuador Mandril do pistão Camisa retentora Figura 6.19 — Esquema do packer de produção recuperável, Camisa de assentamento Mandril com rosca esquerda Parafuso de cisalhamento Anel de travamento Cunha superior Cone superior Parafuso de cisalhamento Área polida para vedação de unidade seladora Elemento de vedação Cone inferior Parafuso de cisalhamento Cunha inferior Camisa retentora Figura 6.20 — Exemplo de packer permanente. Pistão anti-desassentamento (0 packer não desassenta com pressão na coluna) 6. Completaç 155 eiróleg | Unidade selante É o equipamento descido na extremidade da coluna que pode ser apoiado ou o no packer permanente, promovendo a vedação na área polida do packer. se em três tipos princ! (figura 6.21). Batente Garra fixa Dentes inclinados s horizontais ti-rotação Figura 6.21 — Unidades selantes. É uma unidade selante que é travada na rosca do packer permanente através que é conectada com a liberação de peso sobre a ferramenta e desconectada o à direita. Os dentes da garra têm perfil horizontal na parte superior, o te à impossibilidade de liberação por tração. uma unidade selante que é travada na rosca do packer permanente através a, que é conectada com a liberação de peso sobre a ferramenta e desconectada + pois não tem um dispositivo anti-rotacional que permita seu giro para tipo de unidade selante não trava, pois não possui rosca. Para retirá-la ionar a coluna. ta telescópica (TSR) D TSR (tubing seal receptacle). ou junta telescópica (figura 6.22), é usado er a expansão ou contração da coluna de produção, causada pelas varia- emperatura sofridas quando da produção (ou injeção) de fluidos. Permite a retirada da coluna sem haver necessidade de retirar o packer e a cauda.  Completação 161 160 Fundamendos de Engenhária de per Egtria leg A existência de acionamento hidráulico em uma das válvulas mestras, « mático na válvula lateral, é decorrente da necessidade de se di ispor de duas independentes para acionamento das válvulas e fechamento do poço. A válvula de pistoneio é uma válvula que fica localizada no topo das ANG ima do ponto de divergência do fluxo. Sua função é, quando aberta, Permita descida de ferramentas dentro da coluna de produção. ã produção e controle da ANM eram de dimensões bastante elevadas e pouco is. Este tipo de ANM pode ser considerado obsoleta, tanto que todas as Jocalizadas em lâminas d'água inferiores a 300 metros sofreram transforma- a torná-las diver assisted. Aquelas que se encontram instaladas em maiores des continuam sem modificações. meus tes 6.4.3 Árvore de natal molhada (ANM) A árvore de natal molhada (ANM) é um equipamento instalado no fundo dg mar, constituído basicamente por um conjunto de válvulas tipo gaveta, um conjunta de linhas de fluxo e um sistema de controle interligado a um painel localizado na plataforma de produção. As ANMs podem ser classificadas. quanto ao modo de instalação e de cones xão das linhas de produção e controle, em: — diver operated (DO) - operadas por mergulhador; — diver assisted (DA) - assistida por mergulhador; = diverless (DL) — operada sem mergulhador; — diverless lay-away (DLL) - operada sem mergulhador; — diverless guidelineless (GLL) — operada sem mergulhador e sem cabos guia, a) ANM-DO Figura 6.27 = ANM tipo DO. As ANMs do tipo DO, de baixo custo de aquisição, foram introduzidas para viabilizar a produção de campos ou poços marginais em águas de até 200 metros, de profundidade. Nesse tipo de árvore os mergulhadores podem operar válvulas mas nuais e realizar conexões das linhas de fluxo e controle (figura 6.27) b) ANM-DA a uma base adaptadora de produção (BAP), descida antes da própria ossuem também interface para operações com ROY (Remote Operated Vehicle). 'A descida de ANM, ou da BAP, é feita em conjunto com as linhas de fluxo e fe lançadas pelo barco de lançamento de linhas, de onde vem a classificação ay. Quando as linhas são descidas em conjunto com a ANM, é possível testar interfaces antes do lançamento, verificando e corrigindo qualquer tipo de tento, o mesmo não ocorrendo quando as linhas são lançadas com a base São ANMS instaladas em poços localizados em profundidade de até 300 metros, onde o único trabalho previsto para mergulhadores é a conexão das linhas de fluxo controle. Não existem válvulas de acionamento manual. Um inconveniente caracter rístico deste tipo de ANM e também das árvores do tipo DO é a necessidade de usar mergulhadores para descone linhas de produção e controle da ANM palé retirar a árvore toda vez que for necessário intervir no poço (figura 6.28) c) ANM-DL São ANMS destinadas a poços de até 400 metros de lâmina d'água. Todas 48 conexões e/ou acoplamentos são feitos através de ferramentas ou conectores hidráus licos, inclusive linhas de fluxo e controle. Podem ser consideradas as precursoras das atuais ANMs DLL e GLL, po Ste tipo de ANM, com lançamento de linhas do tipo lay-away, possui o in- tar a coordenação de programação do barco de lançamento ão, prejudicando o cronograma de lançamento de linhas do ções de completação geralmente apresentam atrasos decorrentes Ormalidades enfrentadas. conceitos utilizados nestas últimas foram evoluções decorrentes das muitas difi PÁ grande vantagem deste sistema se refe: dades enfrentadas na instalação das ANMs DL. Como as primeiras ANMs DL foi , dora de produção, onde o mandril das linhas de fluxo vai se o Caso seja instaladas em lâminas d'água inferiores a 300 metros, onde é possível utilizar mens ria a retirada da ANM, durante uma intervenção. lho saturado, várias dificuldades foram solucionadas com auxílio de mergulho. o quê não mais seria possível em profundidades maiores. Os sistemas de conexão das  162 Fundamentos de Engenharia de 6. Compleiação 163 e) ANM-GLL São utilizadas para poços em lâmina d'água superiores a 500 metros, pc; Um fato novo tem se verificado nas completações mais recentes. Anterior- , as bases adaptadoras de produção eram compradas sempre em conjunto com dos por unidades de posicionamento dinâmico (sem cabos guia) ou por unidade , possibilitando que os testes de estanqueidade das conexões das linhas de padrão de ancoragem especial (até 1.000 metros de lâmina d'água). e e fluxo à ANM fossem realizados na fábrica e na sonda, antes de sua insta- Estas ANMSs (figura 6.29) utilizam também uma base adaptadora de prodys tualmente, em função dos cronogramas de completação existentes e visando ção (BAP), com funções idênticas àquelas das ANMs DLL. Como o sistema de c abe, O estoque de ANMSs, as bases estão sendo compradas e entregues descasa- de poço submarino não utiliza cabos-guia, todas as orientações nos acoplamentos são. feitas através de grandes funis, utilizando sistemas com rasgos é chavetas. Tfurad S comp Capa de corrosão Capa da ANM Alojador Hnsa audpiaddra deipiocução SET Figura 6.30 — Conceito da conexão vertical (CV). EM Capa de corrosão Mandril das linhas de fluxo bi Ea DR coréia esta nova sistemática, os poços estão sendo completados até a instalação EM Alojador 1sor de coluna na base adaptadora de produção, e abandonados temporaria- lojador se deve ao fato de que o tempo de fabricação de uma ANM (em torno de EMBUT és) É muito maior que o tempo de fabricação das bases (três meses), e desta do as ANMs forem entregues e a unidade estacionária puder receber à O dos poços, a finalização das completações se dará de forma bastante r Cipando a produção. Figura 6.29 — ANM tipo GLL. rvenções em os 1.700 metros, com ANM GLL, um novo recorde mundial. Este tipo de árvore era ço poç: mais avançado modelo existente naquela época. Um novo conceito de lançamento de linhas de produção e controle vem send empregado com este tipo de ANM, ou seja, o antigo conceito lay-away, em que Sh linhas de fluxo são lançadas conjuntamente com a ANM, está sendo substituído pel conexão vertical (CV), com uso de trenó (figura 6.30). Neste tipo de conexão! mandril das linhas de fluxo é lançado com o trenó, ao lado da cabeça do P independentemente da descida da base adaptadora de produção ou da ANM procedimento melhora a produtividade de lançamento de si Ha pavio, já que “mai si rdenação simultânea com a descida da ou “a E o a aa E E (CV) foi estendido, originando o conceito Testrições que ocasionam a redução da produtividade; conexão vertical direta (CVD), que ao invés de fazer uso do trenó para abandonar Produção excessiva de gás mandril das linhas de fluxo ao lado do poço, posiciona-o diretamente em seu berg Produção excessiva de água; localizado na BAP. produção de areia. longo da vida produtiva dos poços, geralmente são necessárias outras in- posteriores à completação, designadas genericamente de workover, com O de manter a produção ou eventualmente melhorar a produtividade. Sem de sonda, é possível realizar uma série de operações com cabo, tais como: fechamento de sliding sleeves, substituição de válvulas de gas-lifi, regis- ssão, etc. Quando há necessidade de intervenções com sonda, geralmente 'enções visam a corrigir: falhas mecânicas na coluna de produção ou revestimento;  164 Fundamentos de Engenharia de +, ilo 6. Completação 165 ctróleg As intervenções de workover costumam ser classificadas como: avalia a, recompletação, restauração, limpeza, estimulação e mudança do método de eley, e abandono. 6.5.1 Avaliação Avaliação é uma intervenção que tem como objetivo diagnosticar as causas da baixa produtividade (ou baixa injetividade), ou mesmo avaliar outras zonas que não se encontram em produção, conforme descrito no Capítulo 5. [fenda (o 6.5.2 Recompletação água Etc ila seed Re o jaa To EE) Visa substituir a(s) zona(s) que estava(m) em produção ou colocar novas) zona(s) em produção. Quando cessa o interesse em se produzir (ou injetar) em deter- , E 7 7 ] minada zona, esta é abandonada e o poço é recompletado para produzir (ou injetar), À Figura 6.31 — Exemplo de formação de cone de água « fingering. em outro intervalo. A recompletação também é realizada quando se descja converter um poço produtor em injetor (de água, gás, vapor, etc.), ou vice-versa Tanto o cone de água quanto o fingering são fenômenos altamente agravados “O abandono da antiga zona de interesse geralmente é feito através de um pdução com elevada vazão. Quando a elevada razão água-óleo não é devida a tampão mecânico ou através de uma compressão de cimento nos canhoneados. Na. dois fenômeno: pode-se suspeitar ou de dano no revestimento ou de fraturas sequência, recondiciona-se o poço para o canhoneio da nova zona produtora. E ronadas. Um dano no revestimento pode ser solucionado por uma compressão de cimen- Jor um isolamento com obturadores e/ou tampões. Já uma fratura mal dirigida é ema de difícil solução. 6.5.3 Restauração A restauração é um conjunto de atividades que visam restabelecer as cond ções normais de fluxo do reservatório para o poço (eliminação de dano de formaçi i , E E eliminar e/ou corrigir falhas mecânicas no revestimento ou na cimentação, reduzir vada produção de gás produção excessiva de gás (alta razão gás/óleo — RGO) ou de água (alta razão á; a razão gás/óleo muito elevada pode ter como causa o próprio gás dissol- óleo —- RAO). leo, o gás de uma capa de gás ou aquele proveniente de uma outra zona ou o adjacente. Esse último caso é produto de uma falha no revestimento, de mulação mal concretizada ou de falha na cimentação. A produção de óleo com alta RAO acarreta um custo adicional na produ À produção excessiva de gás pode ser contornada temporariamente recanho- na separação e no descarte desta água. Se a zona produtora é espessa, pode-se tamponé E O poço apenas na parte inferior da zona de interesse. os canhoneados com cimento ou tampão mecânico, e recanhonear apenas nã p im cone de gás é mais facilmente controlado pela redução da vazão do que o superior, resolvendo o problema temporariamente. gua. Isto se deve à maior diferença de densidade entre o óleo e o gás do que Uma elevada RÃO pode ser consegiiência de: o e a água. O fechamento do poço temporariamente é uma técnica reco- Para a retração do cone de gás ou água. a) Elevada produção de água — elevação do contato óleo/água devido ao mecanismo de reservatório (nl xo de água) ou à injeção de água; | — falhas na cimentação primária ou furos no revestimento; e — fraturamento ou acidificação atingindo a zona de água. O aparecimento de água é normal, após certo tempo de produção, em ectando-se um aumento da razão água/óleo e se suspeitando de um Vá reservatório com influxo de água ou sob injeção desta. Quando há variaç mMento no revestimento, a água produzida deve ser analisada e Eompááda perreabilidade horizontal ao longo do intervalo produtor este problema se E lia da formação, confirmando, ou não, a hipótese de furo no revestimento mais complexo, devido ao avanço diferencial da água, conhecido como fin8º É mecânicas pode-se citar: defeitos na cimentação, vazamento no re- (Figura 6.31). E y f to, vazamento em colar de estágio, etc. O cone de água é um movimento essencialmente vertical da água no “S localização do vazamento pode ser feita com: perfis de fluxo, perfis de : o a ue E : ção. Não ultrapassa barreiras pouco permeáveis e ocorre normalmente em ped! ou testes seletivos de pressão usando obturador e tampão mecânico re- distâncias. Is mecânicas