Tese-final-Well-Control-Actual

Prévia do material em texto

República de Angola
Ministério da Educação
Ministério dos Recursos Minerais e Petróleos
 Governo da Província do Cuanza Sul
Instituto Nacional de Petróleos
Controle do Poço
Utilizando Método Sondador Para a Remoção do Kick 
Grupo Nº: 03
Classe: 13ª
Curso: Perfuração e Produção
Turma: Única
Orientador
___________________
Instituto Nacional de Petróleos
Controle do Poço
Utilizando Método Sondador Para a Remoção do Kick 
INTERGRANTES DO GRUPO
1. Alexandre Aurélio de Oliveira Gomes Nº: 04
2. Danyel Hélder César Mendes Nº: 12
3. Hélder Anderson Candeias Carlos Nº: 19
4. Leocátia Denise da Cunha Matias Nº: 23
5. Rosário da Graça Nekubo Nº: 30
6. Stefânio Paulo Matoso Nº: 31
ÍNDICE
Conteúdo
INTERGRANTES DO GRUPO	2
II.	LISTAS DE TABELAS/GRÁFICOS	5
III.	AGRADECIMENTOS	6
1.	Introdução	7
1.1	História do Petróleo	8
1.2	Objectivo	9
1.3	Organização Do Trabalho	10
2.	Fundamentos Preliminares	11
2.1	Sistema De Circulação De Lama	11
2.2	Fluidos de Perfuração	11
2.3	Pressão De Poros	12
2.4	Pressão No Fundo Do Poço	12
2.5	BOP	12
3.	Controle Primário	13
3.1	KICK	13
3.1.1	Durante A Perfuração	13
3.1.2	Durante A Manobra	15
3.1.3	Durante Uma Perda De Circulação	15
4.	Controle Secundário De Poço	16
5.	Comportamento Do Fluido Invasor	17
5.1	Poço Aberto	17
5.2	Poço Fechado	18
6.	SIDPP E SICP	19
7.	Driller´s Method	20
8.	Caso De Estudo	24
9.	Conclusão/Recomendações	38
10.	Referencia Bibliográfica	39
	PIC: Pressão inicial de circulação
PRC: Pressão reduzida de circulação
PFC: Pressão final de circulação
SICP: Shut in casing pressure
SIDPP: Shut in drill pipe pressure
HC: Hidrocarboneto
PSI: pound square inches
Lb: libras
BOP: blowout preventure
Bpd: Barris de óleo por dia
BOP: Blowout Preventure
ROP: Rate of Penetration
RPM: Rotações por minuto
WOB: Weith on Bit
FP: Friction Pressure
Pdp: Pressão no drill pipe
CP: Casing pressure
	ICP: Pressão inicial de circulação
Pf: Pressão de fratura
HT: Higth temperature
HP: Higth Pressure
FCP: Pressão final de circulação
Pp: Pressão de Poros
OD: Diâmetro externo
ID: Diâmetro interno
h/TVD: Altura 
BHA: Botton hole assembely
VDP: Volume do Drill pipe
VHWDP: Volume do Heavy weithg drill pipe
VDC: Volume do drill colar
: Volume do drill string
VCS: Volume dos Casing
VoH: Volume do open hole
Vt: Volume Total
I. LISTAS DE FIGURAS
II. LISTAS DE TABELAS/GRÁFICOS
III. 
AGRADECIMENTOS
 Primeiramente agradecemos à Deus, por ter-nos proporcionado o dom da vida e ter permitido que caminhássemos até aqui.
Aos nossos pais, ao Instituto Nacional de Petróleos, a todos os professores que acompanharam e influenciaram fortemente a nossa jornada académica até a este ponto, à Sonangol por nos ter dado a oportunidade do estágio curricular sob sua supervisão, aos engenheiros que nos acompanharam durante o processo do estágio curricular, principalmente ao Engenheiro José Rodrigues que foi o nosso mentor dentro da empresa, e a todos os outros que nos ajudaram e contribuíram para que chegássemos até aqui.
1. Introdução
Todo trabalho oferece riscos, e por menor que seja, tem que ser tratado como assunto prioritário, pois qualquer acidente pode repercutir e torna-se um grande problema para a empresa e seus funcionários. O Well Control representa o conjunto de procedimentos que se deve ter em conta face as pressões das formações atravessadas de modo impedir que um kick ocorra e nos piores dos casos um Blowout no decorrer das operações perfuração, e representa também os métodos empregues para combater esse influxo caso o mesmo ocorra.
História do Petróleo
O primeiro poço da história do petróleo foi perfurado por “Coronel Edwin Drake” no ano de 1859. O petróleo era então utilizado como combustível para as lamparinas a óleo, mas pouco depois passou a ser destilado para produzir carburantes como o querosene.
A actividade de prospecção e pesquisa de Hidrocarbonetos iniciou-se em Angola em 1910, sendo o primeiro poço perfurado em 1915, mas só em 1955 ocorreu a primeira descoberta comercial de petróleo, feito da Petrofina no vale do Kwanza. Em parceria com o governo colonial a Petrofina criou a Fina Petróleos de Angola (Petrangol) e construiu a refinaria de Luanda para processamento do crude.
Em 1973 o petróleo tornou-se a principal matéria de exportação em Angola. Em 1974 a produção chegou aos 172.000 bpd, o máximo do período colonial.
A exploração em águas profundas começou em 1991 com a adjudicação do Bloco 16, a que seguiram os Blocos 14, 15, 17, 18 e 20.
 
 Objectivo
Objetivo Geral
Aplicar os conhecimentos adquiridos durante o curso médio técnico de Perfuração e Produção Petrolíferas, para apresentar elementos determinantes no controlo de poços nas atividades de perfuração e métodos para erradicar a entrada de fluidos indesejados no poço.
 Objetivo Especifico
Os métodos de controlo de kick têm como objectivo circular o fluido invasor para fora do poço e restabelecer o controlo primário de poço (lama) substituindo o fluido de perfuração existente no poço por lama de características adequada para conter a pressão das formações atravessadas. Para o presente trabalho tem como objectivo especifico a descrição do método do sondador (Driller´s Method).
 Organização Do Trabalho
O este documento repartido está em dez capítulos, sendo o primeiro dedicado ao histórico do petróleo, objetivos e o nono, às referências bibliográficas. O próximo capítulo apresenta os fundamentos preliminares do controle de poço. Partindo dos conceitos de pressão, passando pelas causas e indícios de kick e pelo BOP, esse capítulo se destina a revisar todos os aspetos tradicionais acerca do controle de poços.
O capítulo três trata dos procedimentos a ter em conta durante o controle primário dos poços de modo a evitar a ocorrência de um kick.
O capítulo quatro trata de todos os procedimentos usados quando perdemos as barreiras do controle primeiros e temos um kick, e são definidos os métodos para recuperação do poço a fim de escolher os mais adequados.
O capítulo cinco trata do comportamento dos fluidos invasores no poço em diferentes estágios. O capito seis ilustra os fundamentos das pressões de fechamento do drill pipe e do casing. O capítulo sete trata do método escolhido para a remoção do kick, no caso método sondador.
O capítulo oito trata de um caso de estudo cujas informações foram obtidas durante um estágio curricular na companhia Sonangol P&P, e com esses dados foi gerado um poço, onde esse capito ilustra os critérios para o dimensionamento dos casings e BOP. 
Finalmente o capítulo nono e décimo faz as considerações finais acerca dos assuntos anteriormente.
2. Fundamentos Preliminares
2.1 Sistema De Circulação De Lama
A principal função do sistema de circulação de fluidos é remover do poço os detritos de rocha formados durante a perfuração. Este sistema, para além de garantir a circulação dos fluidos, é responsável pelo seu tratamento e manutenção. É constituído principalmente pelos seguintes equipamentos: bombas e tanques de lama, stand pipe, swivel e um subsistema de tratamento do fluido (Bourgoyne Jr., Millheim, Chenevert, & Young Jr., 1986). 
	
Figura -1 Sistema de circulação da lama
2.2 Fluidos de Perfuração
Os fluidos de perfuração são misturas complexas de sólidos, líquidos, produtos químicos e, por vezes até gases. Do ponto de vista químico, eles podem assumir aspectos de suspensão, dispersão coloidal ou emulsão, dependendo do estado físico dos componentes. Uma das mais importantes funções do fluido de perfuração é exercer uma pressão no poço superior a pressão dos fluidos contidos nos poros das formações. 
2.3 Pressão De Poros 	Comment by Utilizador do Windows: Como os estratos sedimentares são depositados horizontalmente as camados da base sofrem o maior efeito da pressão geostática, que por ser elevada comprime os poros e os nele contidos e a pressão é transmitida ao fluido por não poder mais ser comprimido. 
Normalmente esse fluido é água, óleo ou gás ou ainda os três juntos de forma imiscível e a percentagem de cada fluido é conhecidacomo saturação, a pressão de poros, também conhecida como pressão da formação, é a pressão exercida pelos fluidos que saturam os espaços porosos da rocha. 
2.4 Pressão No Fundo Do Poço
Normalmente esse fluido é água, óleo ou gás ou ainda os três juntos de forma imiscível e a percentagem de cada fluido é conhecida como saturação, a pressão de poros, também conhecida como pressão da formação, é a pressão exercida pelos fluidos que saturam os espaços porosos da rocha. 
2.5 BOP
BOP ( Blowout Preventer) é um conjunto de válvulas, colocado acima da cabeça do poço, utilizado principalmente para selar, controlar e monitorar poços de gás e petróleo. Essas válvulas foram desenvolvidas para lidar com pressões extremamente grandes e com escoamentos descontrolados de fluidos provenientes do reservatório para o poço. 
Figura-2 Blowout preveture
3. Controle Primário
3.1 KICK
Ao influxo de fluidos pressurizados da formação para o poço dá-se o nome de kick Causando estes diversos problemas ao poço, onde quando o mesmo ocorre é estabelecido o método com qual esse influxo será removido do poço.
    O mais perigoso, no entanto, é o gás: leve, ele pode subir e alcançar o contato com a superfície mais facilmente. Quando o gás chega à superfície você tem o 'blow out', que é a pior situação possível para um poço de petróleo, temos vazamentos de fluidos para o meio ambiente que podem provocar explosões, incêndios, e explosões. 
Para as operações de perfuração de poços de petróleo são determinados três condições de, relacionadas as pressões trabalho: 
1. Over-balance pressure
2. Under balance pressure
3. Balance
Durante a perfuração a condição normalmente empregue é a Over balance pressure a mesma nos fornece segurança nas operações Pp>Pf , Já a Under balance pressure nos leva eventualmente a um possível kick, mas paraO sua confirmação são verificados alguns indícios:
3.1.1 Durante A Perfuração
3.3.2 Aumento do volume de lama nos tanques	Comment by Utilizador do Windows: Como o sistema da lama é fechado, qualquer acréscimo de volume que tiver. Origina o displacement da lama no poço. Que quebra o princípio de nível constante no poço. 
Qualquer invasão de fluido da formação resulta em um aumento no nível de lama nos tanques, que normalmente é um sistema fechado de circulação. Quando o aumento é muito rápido esse indício fica fácil de ser detetado, esse é um indicador primário e pode ser observado quando a vazão de retorno é maior que a vazão de injeção.
3.1.1.1 Aumento da taxa de penetração
    Um aumento brusco na taxa de penetração é geralmente causado por uma mudança no tipo de formação. Se uma litologia de maior profundidade for alcançada, pode haver perda do equilíbrio de pressão, fazendo com que a pressão de poros fique maior do que a pressão no fundo do poço. É considerado um indicador secundário de influxo, pois alterações na taxa de penetração podem ser obtidas por variações do peso sobre a broca, da rotação e da vazão.	Comment by Utilizador do Windows: As formações porosas e permeáveis normalmente possuem fluidos e são pouco duras o que gera um maior R.O.P
3.1.1.2  Corte da lama por água
    É possível verificar na superfície um corte do fluido de perfuração quer seja por gás, óleo ou água. Como já foi dito, o corte de gás é causado pelo gás contido nos cascalhos gerados, havendo expansão dele na superfície. Já o corte de água é verificado pela alteração na salinidade da lama e aumento do teor de cloretos.	Comment by Utilizador do Windows: Na unidade de mud lloger, temos o cromatógrafo equipamento que deteta percentagem de gás na lama.	Comment by Utilizador do Windows: Pois o reservatórios possuem água com elevada salinidade que quando misturada com a lama está é contaminada pelos cloretos.
3.1.1.3  Fluxo com as bombas desligadas	Comment by Utilizador do Windows: Pode ser confundido por uma pressão induzida
    Desligando-se as bombas, a pressão no fundo do poço decresce num valor correspondente às perdas de carga do anular. Isso facilita a entrada de fluidos da formação para o poço. Esse deslocamento de fluidos através da lama de perfuração será percebido e o contínuo deslocamento da lama pelo fluido da formação se refletirá no tanque. 
Flow check
De acordo com Grace17 e Fernández18 flow check é o período em que se para operações de perfuração, manobra e circulação para conferir se o poço está estático. Normalmente, esse tempo é suficiente para definir se existe algum risco ao controle do poço. O período necessário para essa avaliação costuma ser de 15 a 30 minutos, dependendo das condições que o poço se encontra, para tal feitos os seguintes procedimentos:
· Espaçar a coluna de perfuração para fora do poço 
· Manter o monitoramento constante do nível de lama no tanque de manobr
3.1.2 Durante A Manobra
3.1.2.1 Poço aceitando menos lama que o volume de aço retirado  
   
Na retirada da coluna o poço deve aceitar o volume de lama correspondente ao de aço retirado. Deve haver um controle rigoroso dessa operação na superfície, o que é feito através de um tanque de manobra e preenchimento de planilhas. Caso o poço aceite menos lama, pode ser um sinal de que há fluido da formação invadindo o poço.
3.1.2.2 O poço devolvendo mais lama que o volume de aço descido
    Pode acontecer que o kick seja apenas ser notado durante a descida da coluna de perfuração ao fundo do poço. Quando a coluna é descida no poço, o fluido de perfuração flui em virtude do deslocamento da lama pela tubulação. Caso esteja ocorrendo um kick, o poço fluir continuamente e não só no momento da descida da seção.
3.1.3 Durante Uma Perda De Circulação
    A   recuperação do nível de lama no poço após sua queda pode ser um indício de kick. Por ter entrado um fluido mais leve no poço, a pressão hidrostática atuante sobre a formação pode não ser mais suficiente para que esta continue a absorver fluido. Neste caso, os fluidos invadem o poço e o nível é recuperado. Evidência a importância da detecção rápida de um kick, pois o pico de pressão gerada e o tempo gasto para controlar o poço dependerão diretamente do volume do influxo.
	Tabela-3 Equipamentos de Perfuração e seus Parâmertros
4. Controle Secundário De Poço
Ao dizer-se que o controlo primário falhou, significa que a pressão da lama no fundo do poço não foi suficiente para impedir a entrada de fluidos provenientes da formação, e como resultado o poço começará a fluir por influência do fluido da formação. Este processo é interrompido pelo uso de um “Blow Out Preventer” para prevenir uma possível fuga para a superfície.
Uma vez reconhecida a falha do controlo primário do poço, um rápido fecho do poço é a chave para a efetividade do controlo secundário, porque influxo da formação é minimizado e um blowout é evitado.
A primeira consideração no Controlo Secundário do Poço é de minimizar o influxo a partir de um fecho rápido das gavetas do BOP quando um indicador positivo de kick é encontrado.
	
5. Comportamento Do Fluido Invasor 
Shallow gas
Shallow Gas De acordo com Schlumberger45 é chamado Shallow Gas qualquer acúmulo de gás próximo à superfície. Esse tipo de concentração de gás normalmente ocorre em formações sedimentares areníticas, com alta porosidade e permeabilidade, que podem facilmente ser sobre pressurizadas em relação ao gradiente de pressões da formação. Por isso deve- se ter muito cuidado ao perfurar esse tipo de rocha, já que é quase impossível uma detecção precoce do influxo de gás, pois como ocorre muito próximo à superfície o gás atinge rapidamente a cabeça do poço. É imprescindível que se adotem prevenções nos projetos de perfuração onde um risco de Shallow Gas deva ser antecipado e, sempre quando possível, a perfuração em locais perigosos como estes devem ser evitadas.
O influxo da formação para o poço pode ser de água, óleo ou gás. Apesar de perigosos para o controle do poço, kicks de água e óleo são mais fáceis de controlar. De acordo com Belém49, quando o kick é de gás o controle do poço é mais complexo e perigoso, devidoas suas propriedades expansivas e à diferença entre sua massa específica e a do fluido de perfuração. Assim, é fundamental conhecer e analisar o comportamento dos fluidos nas diferentes condições de operação, a saber, com poço aberto e poço fechado.
5.1 Poço Aberto 
Quando ocorre um kick e o poço é mantido aberto, esse influxo é circulado juntamente ao fluido de perfuração. Isso pode tornar o controlo do poço insustentável, pois à medida que o gás sobe, este se expande devido a diminuição da pressão que atua sobre o mesmo. A expansão do gás faz com que a lama tenha sua densidade reduzida, gerando consequentemente uma redução da pressão hidrostática que a coluna de fluido de perfuração exerce sobre a formação. Esse fenómeno deve ser cuidadosamente estudado, pois normalmente facilita a ocorrência de um novo kick
5.2 Poço Fechado
 
Quando se fecha o poço após a identificação de um kick, não há a ocorrência do fenómeno citado anteriormente. No entanto, como também abordado por Belém51, verifica-se que devido à grande diferença de massa específica do gás e lama perfuração há migração do gás pelo efeito de segregação gravitacional. Como o poço está fechado, não há alivio da pressão e consequente não ocorre a expansão do gás, ou seja, ele sobe com a mesma pressão que entrou no poço, a pressão de poro da formação.Com isso, ele transmite essa pressão para as formações enquanto migra para a superfície, podendo causar assim um aumento da pressão em todos os pontos do Poço e consequentemente uma fratura na formação. Logo, segundo Costa et al.52 o ideal para se controlar o kick, sem causar danos à formação, é não permitir que o poço fique completamente aberto e nem indefinidamente fechado. Deve-se controlar a sua abertura/fechamento pelo choke, permitindo o controlo da expansão do gás até que ele atinja a superfície. A correta execução dos procedimentos, que serão posteriormente abordados, auxiliarão a retomada do controle do poço antes que ocorra um blowout ou até mesmo a fratura da formação, durante a subida do gás até à superfície.
6. SIDPP E SICP
 	A pressão da tubulação de perfuração fechada (SIDPP) é a pressão lida da superfície no interior da coluna de perfuração quando ocorre um influxo e o poço é fechado. Enquanto a pressão do casing fechado SICP é a pressão lida em superfície no espaço anular.
 Existe uma suposição no cálculo do controle do poço, inicialmente quando o poço está sob controlo (sem kick), a pressão hidrostática no tubo de perfuração (Pdp) é igual à pressão hidrostática no espaço anular (Pannulus) devido ao efeito do tubo em U. Quando o fluido de formação flui para dentro do poço ele desloca a lama de perfuração mais pesada para fora do poço, resultando a que a pressão no espaço anular diminuirá até que o poço seja fechado, enquanto a pressão hidrostática no da coluna de perfuração (Pdp) permanece inalterada. Então agora:
Pdp> Pannulus
Uma vez que o poço esteja fechado, a pressão de superfície de fechamento SI tanto para o tubo de perfuração quanto para o casing) aumenta e se torna estável após algum tempo. Nesse momento, o fluxo de tempo no poço para a pressão do furo inferior é igual à pressão de formação.
Pressão de formação (FP) = Pdp + SIDPP = Pannulus + SICP
7. Driller´s Method
O método sondador é geralmente utilizado quando material e tanques para o preparo da lama mais pesada não estão disponíveis. É normalmente chamado de método das duas circulações. A primeira circulação é utilizada para a expulsão do fluido invasor utilizando-se a lama original que originou o kick. A segunda circulação tem como objectivo de substituição da lama original pela nova cujo peso específico é suficiente para contrabalançar as pressões no fundo do poço.
As técnicas e conceitos usados no método sondador são importantes para o sucesso nas operações de controlo do poço.
O poço é fechado após ser detetado o influxo;
a. São registradas as pressões estabilizadas SIDPP e SICP;
b. O kick é circulado para fora do poço;
c. Após o término da primeira circulação o poço é novamente fechado e preparado o fluido pesado;
d. O fluído pesado é injetado no poço substituindo o fluído original.
Descrição do método
Durante a primeira circulação, o poço encontra-se fechado e há um equilíbrio da pressão no fundo do poço relativamente à pressão dos fluidos da formação, mas nestas condições estaremos diante a duas condições operacionais:
1. Heterogeneidade de fluidos no espaço anular (Kick+ lama inicial);
2. E um fluido homogéneo no interior do drill string.
 
 
Figura-3 Arranjo de fluidos no poço
Durante a circulação o objectivo principal é manter a pressão no fundo do poço BHP constante de modo a impedir ganhos adicionais dos fluidos da formação ao poço ou seja um novo kick. Para tal desde o momento que as bombas são ligadas e é dado o início da circulação, o valor da pressão no revestimento CP tem que ser mantido constante, usando o peso da lama existente até que o influxo seja circulado para fora do poço.
No decorrer das operações os operadores devem estar suficientemente atentos de maneiras a monitorar os valores das pressões no anular de modo que a pressão na sapata não exceda pois representa a região mais frágil do poço.
O procedimento para expulsão do fluido invasor, após estabilização das no stand pipe e no revestimento de ser efetuado através dos seguintes passo:
1. Abrir o choque hidráulico e ligar a bomba de lama;
2. Manter a pressão no revestimento (SICP) constante para controle de superfície;
3. Manter PIC constante e circular o volume correspondente ao do espaço anular até que todo fluido invasor seja expulso. Observar durante toda a operação a pressão máxima no revestimento. Para não fraturar a sapata, essa pressão deverá ser controlada até o fluido invasor a ultrapasse, uma vez que a partir daí a pressão na mesma permanece constante, e então estará limitada pela pressão de trabalho do equipamento BOP ou a resistência a pressão interna do revestimento;
4. Ao término da expulsão do invasor, parar a bomba e fechar o choque hidráulico ajustável. Nessa situação devemos ter leituras de pressões de SICP igual a SIDPP REGISTRADO na fase de estabilização das pressões.
-Durante a 2ª circulação. A kill mud é bombeada para a broca enquanto se acompanha o gráfico da drill pipe pressure.
-Quando a kill mud entra no anular, FCP é mantida constante até a kill mud chegar á superfície.
Injeção de Lama nova
1. Iniciar a injeção da lama nova abrindo o choque hidráulico ajustável. Manter a pressão no revestimento (SICP) constante para controle de superfície. 
2. Bombear um volume igual ao do interior da coluna mantendo a SIDPP no revestimento e observar a queda da pressão no drill pipe do valor correspondente a PIC para o valor correspondente a pressão final de circulação (PFC).
3. Manter PFC constante até a lama nova chegar a superfície.
4. Parar a bomba e verificar se há fluxo pela linha de estrangulamento. Se não houver o poço estará controlado.
Expulsão do fluido invasor
O procedimento para expulsão do fluido invasor, após estabilização das no stand pipe e no revestimento de ser efetuado através dos seguintes passo:
5. Abrir o choque hidráulico e ligar a bomba de lama;
6. Manter a pressão no revestimento (SICP) constante para controle de superfície;
7. No controle submarino o valor de SICP de ser igual a SICP na Kill line menos o valor da perda de carga da choque line até que a bomba seja ajustada para a vazão em que foi registrada a PRC;
8. Manter PIC contante e circular o volume correspondente ao do espaço anular até que todo fluido invasor seja expulso. Observar durante toda a operação a pressão máxima no revestimento. Para não fraturar a sapata, essa pressão deverá ser controlada até o fluido invasor a ultrapasse, uma vez que a partir daí a pressão na mesma permanece constante, e então estará limitada pela pressão de trabalho do equipamento BOP ou a resistência a pressão interna do revestimento;
9. Ao término da expulsão do invasor, parar a bomba e fechar o choque hidráulicoajustável. Nessa situação devemos ter leituras de pressões de SICP igual a SIDPP REGISTRADO na fase de estabilização das pressões.
8. Caso De Estudo
Na indústria de petróleos, o planeamento e prevenção de influxos já é feito como uma questão de rotina, pois nenhum operador ou empresa prestadora de serviços, tem dentro de seu portfólio o intuito de ter sobre hipóteses a possibilidade de um “blowout”. No entanto, à medida que a indústria continua perfurando poços de alta pressão e alta temperatura (HTHP) mais difíceis, a probabilidade de problemas como estes ocorrerem aumentam a cada dia que passa. 
Desenho do Casing
O nível de atenção dado aos poços, no que diz respeito ao controle de poços pode muitas vezes fazer uma diferença drástica no tratamento bem-sucedido dos problemas de controle. Há várias etapas que podem ser tomadas para atenuar os efeitos de eventos de controle de poço nesses tipos de poços, assim uma reflexão mais abrangente de desenho dos revestimentos tem de ser feita com relação ao melhor lugar para sentar as requeridos revestimentos, seu grau e peso para melhor satisfazer os requisitos e condições necessárias. Cada uma das seções escolhidas, teve em consideração as pressões internas e externas que cada uma será exposta, no que culminou na escolha de seu grau e peso. 
Os factores utilizados durante a selecção das secções foram os abaixo mencionados:
Burst: Quando pressão existente no interior do Casing (Pi) é maior que a pressão externa (Pe), ( Pi > Pe ). Representa pressão interna a que o casing será exposto, sendo a carga máxima a quando o revestimento estiver na profundidade desejada.
Colapso: é o inverso do Burst. Nele teremos a pressão externa (Pe) maior que a pressão interna (Pi) do Revestimento ( Pe > Pi ). Pressão externa a que o revestimento será exposto, sendo a carga máxima a quando do revestimento na profundidade desejada. Normalmente assume-se revestimento vazio como carga máxima.
Axial: falamos de axial, quando estivermos a puxar ou a descer o nosso Casing e termos tensão ou compressão.
Fórmulas Utilizadas
	Princípio de Archimedes – “Boyancy”
	Boyancy = 1-(Mw / (65.5))
	Factor de Segurança – Burst
	SF= (Burst do casing) / (Burst calculado)
	Factor de Segurança – Collapse
	SF= (Collapse do casing) / (Collapse calculado
	Factor de Segurança – Axial
	SF= (Axial do casing) / (Axial calculado)
	Volumes/Capacidade
	V=
	Volume Externo
	= (OD)2 .h
	Volume do String
	=++
	Volume Casing
	=
	Volume do Open hole
	=
	Volume Anular
	= (OD2- ID2).h
	Volume do Total
	Vt= VDST+ (Vcsg +VoH) - Vext
Critério de Seleção do BHA
O desenho da coluna de BHA exige uma execução rigorosa tanto quanto os outros elementos que serão descidos no poço, pois esta não servirá apenas para dar comprimento e aplicar peso sobre a broca, mas também, servirá de principal linha de entrada do fluído de perfuração no poço.
Para a escolha e dimensionamento do BHA, é preciso ter conhecimento das pressões a que este será submetido e dos volumes necessários para exercer as pressões desejadas no poço.
O diâmetro externo e o volume interno do BHA serão determinantes na quantidade do fluído de perfuração necessário, pois este volume será preenchido antes do fluido entrar no poço, e o diâmetro externo juntamente com o diâmetro do poço nos dará o volume necessário para preencher o espaço anular.
O volume externo do BHA permitirá saber a quantidade do fluido que será desplaçamento durante as atividades de tripping. 
As pressões atuantes sobre o BHA são desprezíveis, caso o fluido no poço seja “homogéneo”. 
Secção de Cálculos
Drill Pipe
OD=5” ID=3” h=5959ft
HWDP
OD=5” ID=4” h=2479ft
Drill Collar
OD=6,25” ID=4” h=2269ft
	Volume do DP
	Volume do HWDP
	Volume do DC
	=
=
=292,51
	=
=
=212,2
	
=
=
=217,9
	Volume do String
	Volume do Casing
	Volume do Open hole
	=++
=722,61
=137,5bbl
	=
=
=9732,2
=1733,2
	=
=
=11322.7
=2016,5
	
	Drill Pipe
	HWDP
	Drill Collar
	Casing
	Diâmetro 
	OD=5” ID=3” 
	OD=5” ID=4” 
	OD=6,25” ID=4” 
	OD=9,875” ID=8,625” 
	TVD
	h=5959ft
	h=2479ft
	h=2269ft
	h=10711.9ft
	Capacidade
	52.09bbl
	37.79bbl
	38.80bbl
	
	Volume do string
	128.68bbl
	
	Volume do Casing
	1733,2
	
	Volume d hole
	2016.5
	
	Volume Total
	3878,38bbl
	
Blow Out Preventure
Para o nosso poço escolhemos um BOP de 10.000 PSI, pois a pressão máxima de superfície registrada é de 4894,22 PSI e a pressão que o BOP pode suportar nos garante uma margem de segurança confortável. O nosso BOP contem quatro gavetas nomeadamente Blind Rams, Uper Pipe Rams móvel, Fixed Lower Pipe Rams, Shear Rams, o outro elemento que faz parte do BOP é o Annular Preventor.
	Gavetas do BOP
Anular
Blind Ram
Upper Pipe Ram (mobile)
Lower Pipe Ram (fixed)
Pipe Shear Ram
	Diâmetro
18 ¾ “ ¬- 7”
-
5 ½ “ – 9”7/8
18 ¾ “ ¬- 7”
 Revestimento de 24 ½ ”
Para a segunda fase usamos uma broca com o diâmetro de 26”, e um casing de 24 ½”, pesando 133 lb capaz de resistir uma pressão interna até 1430PSI e uma pressão externa de 420 PSI esta fase foi perfurada até os 271,20 metros de profundidade, com uma pressão de poros de 378,18 PSI e uma pressão de fractura de 412,52 PSI. O seu top of cement situa-se a profundidade de 251,60 metros.
 
Tabela-2 Parâmetros da Secção de 24 1/2”
	
Gráfico-2 Factor de Segurança para o Casing de 24 1/2"
Gráfico-2 Regime de pressões para a Secção de 24 1/2”
Revestimento de 20”
O revestimento de superfície ou estrutural como referido tem um papel fundamental mesmo não sendo instalado a profundidades consideráveis e normalmente não sendo cimentado. Contudo por razões académicas todos os cálculos foram efectuados e os seguintes resultados obtidos.
Resultados Obtidos (Cálculos):
Tabela-2 Parâmetros da Secção de 26”
Para a segunda fase usamos uma broca com o diâmetro de 22”, e um casing de 20”, , pesando 94 lb capaz de resistir uma pressão interna até 4437 PSI e uma pressão externa de 1609 PSI esta fase foi perfurada até os 753 metros de profundidade, com uma pressão de poros de 1143,39 PSI e uma pressão de fractura de 1223,04 PSI. O seu top of cement situa-se a profundidade de 251,60 metros.
Gráfico-2 Regime de pressões para a Secção de 26”
Gráfico-2 Factor de Segurança para o Casing de 20"
Revestimento de 16”
Para a terceira fase usamos uma broca com o diâmetro de 18”5/8 , e um casing de 16”, um dos critérios que justifica a utilização do BOP nesta fase é o facto do seu diâmetro máximo ser de 18”3/8, pesando 128 lb capaz de resistir uma pressão interna de até 6830 PSI e uma pressão externa de até 4698 PSI esta fase foi perfurada até os 2135,20 metros de profundidade, com uma pressão de poros de 3679,34 PSI e uma pressão de fratura de 4072,77 PSI 
	Tabela-2 Parâmetros da Secção de 18”5/8
 O seu top of cement situa-se a profundidade de 1632,80 metros. Salientar que é a fase onde temos o maior pico de pressão de poros 3625,6 psi, por este motivo essa fase tornou-se mais propícia para a ocorrência de um kick, com isso tivemos de tomar as devidas precauções para evitá-lo. O casing foi dimensionado afim de resistir à um kick de gás, que é o caso mais critico que podemos ter. 
Gráfico-2 Regime de pressões para a Secção de 16”
Gráfico-2 Factor de Segurança para o Casing de 16"
Revestimento de 10” 
Revestimento por nós escolhido para a terceira fase do nosso poço, esta que foi uma das fases mais críticas deste poço, pois nesta fase tivemos o maior pico de pressão de poros então tivemos de ser muito cuidadosos na escolha deste para que pudesse manter íntegro o nosso poço, então decidimos usá-lo pela elevada robustez e também terá de ser capaz de suportar as cargas de produção.
Gráfico-2 Regime de pressões para a Secção de 10”
Para a quarta fase usamos uma broca com o diâmetro de 14”, e um casing de 10”, pesando 65,7 lb capaz de resistir uma pressão interna até 9193 PSI e uma pressão externa de 6960 PSI. Esta fase foi perfurada até os 3516,80 metros de profundidade, com uma pressãode poros de 6540,09 PSI e uma pressão de fratura de 6696,09 PSI. O seu top of cement situa-se a profundidade de 2637,60 metros.
Gráfico-2 Regime de pressões para a Secção de 14”
	
Gráfico-2 Factor de Segurança para o Casing de 10"
Revestimento de 5” ½
Usado para perfurar a quarta e última fase deste poço, tivemos de tomar precauções pois assume-se que é nesta fase que atingimos o nosso reservatório e onde terminam as actividades de perfuração neste poço.
Gráfico-2 Regime de pressões para a Secção de 16”
Para a quarta fase usamos uma broca com o diâmetro de 9”5/8, e um casing de 5 ½ ”, pesando 32 lb capaz de resistir uma pressão interna até 17385,50 PSI e uma pressão externa de 16660,50 PSI. Esta fase foi perfurada até os 4898,40 metros de profundidade, com uma pressão de poros de 8106,54 PSI e uma pressão de fratura de 9009,12 PSI. O seu top of cement situa-se a profundidade de 4144,80 metros. 
Esta é a fase onde ficamos mais atentos aos indícios de HC na lama de perfuração, pois é nesta fase que estimamos a presença do reservatório. 
Gráfico-2 Factor de Segurança para o Casing de 5 1/5”"
Gráfico-2 Regime de pressões para a Secção de 5 1/5”
9. Conclusão/Recomendações
Concluímos que para um controle de poço eficaz, é necessário não somente bons equipamentos de detecção de kicks, mas possuir também equipes dotadas de treinamentos para que tomem as melhores ações o mais rápido possível, tentando prever o comportamento das pressões, vazões e volumes gerados durante a execução de algum método de controle de poço.
O método de controle de poço mais viável para a perfuração é o método sondador devido a sua simplicidade e rapidez na aplicabilidade. A aplicação do método sondador se deve a sua imediata entrada em ação e capacidade de permitir a preparação da lama nova, e mais pesada, enquanto o poço está sendo circulado com a lama original.
10. Referencia Bibliográfica
http://s3.amazonaws.com/magoo/ABAAAgGBE
AIRD, P Drillind & Well Engineering to Well Control, 2009.
SCHLUMBERGER Well Control Manual. 288 p. Disponível em: ˂ http://ww.4shared.com/document/UrKae8ya/Schlumberger_-_Well_Control_Ma.html˃.
BELÉM, F. A. T. Operador de sonda de perfuração, controle de poço 1. Petrobras-Promimp, 1998.44p.Disponível em : ˂http://pt.scribd.com/doc/52421774/50/VI-%E2%80%93-COMPORTAMENTO-DO-FLUIDO-INVASOR˃
SHUBERT, J. J. Well Control. Texas: B.S. Texas A&M University. 1995. 1987 P. Disponível em: ˂http://www.pe.tamu.edu/Schubert/public_html/PETE%20625/MEng%20Report.pdf˃.
Manual PROJETOS DE POÇOS DE PETRÓLEO
	
Hydrastatic	0	189.43118604799997	378.17787675200003	0	125.6	251.6	Frack Grad High	0	206.35999113599996	412.51866011199991	0	125.6	251.6	P Matar Poço	754.35293675200001	943.78412279999998	1321.961999552	0	125.6	251.6	True Hydrastatic P/T (Aberto)	829.78823042720012	1038.16253508	1454.	1581995072002	0	125.6	251.6	Max P Surface 	254.35293675200003	0	125.6	251.6	
Burst	1.7233312640067124	1.6998893082361162	1.3478407115367574	0	125.6	251.6	Collapse	2.1327235551107018	1.0681533476650307	0	125.6	251.6	
Hydrastatic	378.17787675200003	565.07922806399995	756.01043481599993	948.22737359999985	1143.3904404	251.6	376.8	502.4	628	753	Frack Grad High	408.22606219199992	609.436983167	99998	810.86833484799979	1016.79974864	1223.0423587199998	251.6	376.8	502.4	628	753	P Hydratatic Drill	393.20196947199997	587.57953862399995	786.01084889599997	985.72789119999993	1188.355233	251.6	376.8	502.4	628	753	Max P Surface 	772.80149039999992	251.6	376.8	502.4	628	753	P Matar Poço	1272.8014903999999	1895.3810290239999	2093.8123392959997	2293.5293815999999	2496.1567233999999	251.6	376.8	502.4	628	753	True Hydrastatic P/T (Fechado)	1400.0816394400001	2084.9191319264	2303.1935732255997	2522.88	231976	2745.7723957400003	251.6	376.8	502.4	628	753	
Burst	11.73257420055187	7.8519962859039527	5.8689666116578012	4.6792574476675082	3.8805641915702691	251.6	376.8	502.4	628	753	Collapse	4.2546116494676482	2.8473883308585664	2.1282775024019385	1.6968504019150372	1.4072183421763722	251.6	376.8	502.4	628	753	Axial	12.345844094536361	8.243668721298695	6.1827515409740217	4.9462012327792166	4.1251186908171951	251.6	376.8	502.4	628	753	
Hydrastatic	1131.8280651600001	1977.88444256	2229.887920832	2476.3198936319995	2727.2519285439994	2976.0410767359995	3214.3300799999993	3445.76	18457599992	3679.3364982399989	753	1256	1381.6	1507.1999999999998	1632.7999999999997	1758.3999999999996	1883.9999999999995	2009.5999999999995	2135.1999999999994	Frack Grad High	1249.73	1470.02	1704.02	1949.81	2209.3200000000002	3300.05	3561.48	3816.05	4072.77	753	1256	1381.6	1507.1999999999998	1632.7999999999997	1758.3999999999996	1883.9999999999995	2009.5999999999995	2135.1999999999994	P Hydratatic Drill	1176.7928577600001	2052.88547776	2312.3890595519997	2566.3211358719996	2824.7532743039997	3081.0425260159996	3326.8316327999992	3565.7635020799989	3806.8382580799989	753	1256	1381.6	1507.1999999999998	1632.7999999999997	1758.3999999999996	1883.9999999999995	2009.5999999999995	2135.1999999999994	Max P Surface 	2628.4978182399991	753	1256	1381.6	1507.1999999999998	1632.7999999999997	1758.3999999999996	1883.9999999999995	2009.5999999999995	2135.1999999999994	P Matar Poço	3128.4978182399991	5216.3832959999991	5475.8868777919988	5729.8189541119991	5988.2510925439983	6244.5403442559982	6490.3294510399983	6729.261320319998	6970.336076319998	753	1256	1381.6	1507.1999999999998	1632.7999999999997	1758.3999999999996	1883.9999999999995	2009.5999999999995	2135.1999999999994	True Hydrastatic P/T (Fechado)	3441.3476000639994	5738.0216255999994	6023.4755655711988	6302.8008495231998	6587.0762017983989	6868.9943786815984	7139.3623961439989	7402.1874523519982	7667.369683951998	753	1256	1381.6	1507.1999999999998	1632.7999999999997	1758.3999999999996	1883.9999999999995	2009.5999999999995	2135.1999999999994	
Burst	6.0344854578548395	3.4531845506403029	3.0629342112636939	2.75812507809017	2.5043524320271868	2.2949952046666189	2.124859560160667	1.9821451120901745	1.8563129529650	557	753	1256	1381.6	1507.1999999999998	1632.7999999999997	1758.3999999999996	1883.9999999999995	2009.5999999999995	2135.1999999999994	Collapse	4.15080712752592	2.3752651565019245	2.1068323461957297	1.8971700756760788	1.7226131369932245	1.5786072432684883	1.4615798263008513	1.3634140170716895	1.2768606519809418	753	1256	1381.6	1507.1999999999998	1632.7999999999997	1758.3999999999996	1883.9999999999995	2009.5999999999995	2135.1999999999994	Axial	9.454966884468627	5.6684634267554745	5.1531485697777049	4.72371952229	62294	4.360356482119597	4.0489024476824822	3.7789756178369842	3.5427896417221727	3.3343902	510326333	753	1256	1381.6	1507.1999999999998	1632.7999999999997	1758.3999999999996	1883.9999999999995	2009.5999999999995	2135.1999999999994	
Hydra	static	3703.6225477333446	3960.0546585600132	4221.4800139200133	4485.7762005333479	4755.065631680015	5028.6408362666825	5306.5018142933504	5588.648565760016	5875.0810906666848	6228.9431176959997	6410.6599115519994	6540.0902694400011	2135.199999999999	8	2260.8000000000002	2386.8000000000002	2512	2637.6	2763.2	2888.8	3014.4	3140	3265.6	3391.2	3516.8	Frack Grad High	4072.77	4347.0600000000004	4625.21	4890.07	5148.07	5412.07	5672.86	5898.94	6139.37	6373.8	6561.09	6696.09	2135.1999999999998	2260.8000000000002	2386.8000000000002	2512	2637.6	2763.2	2888.8	3014.4	3140	3265.6	3391.2	3516.8	P Hydratatic Drill	3831.124307573345	4095.0565219200125	4364.0058664800135	4635.7782709333469	4912.5678056000152	5193.6431137066811	5479.0041952533493	5768.651050240017	6062.583678666685	6423.9458092159994	6613.1627065919993	6750.093168000000	3	2135.1999999999998	2260.8000000000002	2386.8000000000002	2512	2637.6	2763.2	2888.8	3014.4	3140	3265.6	3391.2	3516.8	Max P Surface 	4809.2971494400008	2135.	1999999999998	2260.8000000000002	2386.8000000000002	2512	2637.6	2763.2	2888.8	3014.4	3140	3265.6	3391.2	3516.8	True Hydrastatic P/T (Fechado)	5840.2268643840016	10383.289038496016	10679.133317512016	10978.08296241068511282.551450544017	11591.73428946135	11905.631479162686	12224.24301964802	12547.568910917355	12945.0672545216	13153.205841635203	13303.829349184001	2135.1999999999998	2260.8000000000002	2386.8000000000002	2512	2637.6	2763.2	2888.8	3014.4	3140	3265.6	3391.2	3516.8	P Matar Poço	5309.2971	494400008	9439.3536713600133	9708.3030159200134	9980.0754203733486	10256.864955040015	10537.940263146682	10823.301344693351	11112.948199680017	11406.880828106685	11768.242958655999	11957.459856032001	12094.39031744	2135.1999999999998	2260.8000000000002	2386.8000000000002	2512	2637.6	2763.2	2888.8	3014.4	3140	3265.6	3391.2	3516.8	
Burst	2.4821643894640966	2.3214326045042095	2.177672278368433	2.0493666177342895	1.9333066485460928	1.8281281760470653	1.7324030635847811	1.6449415080996095	1.5647443598019868	1.4758522956941633	1.4340177340298816	1.4056380908007184	2135.1999999999998	2260.8000000000002	2386.8000000000002	2512	2637.6	2763.2	2888.8	3014.4	3140	3265.6	3391.2	3516.8	Collapse	1.87924	11781431648	1.7575514986782659	1.6487108732126938	1.5515709408713865	1.4637021944828463	1.3840718052091348	1.3115985339443139	1.2453815834192627	1.1846644995346272	1.1173645140902182	1.085691659833349	1.0642054946125314	2135.1999999999998	2260.8000000000002	2386.8000000000002	2512	2637.6	2763.2	2888.8	3014.4	3140	3265.6	3391.2	3516.8	Axial	1.7424655783611831	1.6456619351188948	1.5587868706706878	1.4810957416070054	1.4105673729590531	1.346450674188187	1.2879093405278308	1.2342464513391711	1.1848765932856042	1.1393044166207733	1.0971079567459301	1.0579255297192895	2135.1999999999998	2260.8000000000002	2386.8000000000002	2512	2637.6	2763.2	2888.8	3014.4	3140	3265.6	3391.2	3516.8	
Burst	2.8745469637980809	2.8634882824352181	2.8497089394533561	2.7960853841410618	2.7116047294865329	2.6350714055746223	2.5603134784851376	2.489833159620594	2.4258824753688866	2.2352043834541986	2.1875327196461671	2.1446263152587113	3516.8	3642.4	3768	3893.6	4019.2	4144.8	4270.3999999999996	4396	4521.6000000000004	4647.2	4772.8	4898.3999999999996	Collapse	2.754674279736443	2.7440767610659429	2.7308720362234413	2.6794846591977315	2.5985269676230409	2.5251851918308934	2.4535447762964329	2.3860035866589344	2.3247197366128867	2.1419931914836314	2.0963095036475781	2.0551923571578476	3516.8	3642.4	3768	3893.6	4019.2	4144.8	4270.3999999999996	4396	4521.6000000000004	4647.2	4772.8	4898.3999999999996	Axial	1.007486094005273	0.9727451942119878	0.94032035440492157	0.90998743974669827	0.88155033225461399	0.85483668582265593	0.82969443035728374	0.80598887520421847	0.7836002953374345	8	0.76242190897696349	0.74235817453020114	0.72332334954224742	3516.8	3642.4	3768	3893.6	4019.2	4144.8	4270.3999999999996	4396	4521.6000000000004	4647.2	4772.8	4898.3999999999996	
Hydrastatic	6048.0834785280003	6071.4409437760005	6100.7984918399998	6217.8001067519999	6411.5170662399987	6597.733922208	6790.379438336	6982.5963771199995	7166.6703463679996	7778.0359275840001	7947.5382671360003	8106.5404617599997	3516.8	3642.4	3768	3893.6	4019.2	4144.8	4270.3999999999996	4396	4521.6000000000004	4647.2	4772.8	4898.3999999999996	Frack Grad High	6696.09	6742.59	6795.09	6935.24	7152.1	7361.46	7577.25	7792.61	7999.82	8634.33	8826.98	9009.1200000000008	3516.8	3642.4	3768	3893.6	4019.2	4144.8	4270.3999999999996	4396	4521.6000000000004	4647.2	4772.8	4898.3999999999996	P Hydratatic Drill	6258.0863770880005	6288.9439458559991	6325.8015974400005	6450.3033158719991	6651.520378879999	6845.2373383679997	7045.3829580159991	7245.1000003200006	7436.6740730879992	8055.5397578239999	8232.5422008959995	8399.0444990399992	3516.8	3642.4	3768	3893.6	4019.2	4144.8	4270.3999999999996	4396	4521.6000000000004	4647.2	4772.8	4898.3999999999996	Max P Surface 	5695.7929017599999	3516.8	3642.4	3768	3893.6	4019.2	4144.8	4270.3999999999996	4396	4521.6000000000004	4647.2	4772.8	4898.3999999999996	P Matar Poço	6195.7929017599999	12519.736847615999	12556.5944992	12681.096217631999	12882.313280639999	13076.030240127999	13276.175859775998	13475.892902080001	13667.466974847999	14286.332659584001	14463.335102655999	14629.837400799999	3516.8	3642.4	3768	3893.6	4019.2	4144.8	4270.3999999999996	4396	4521.6000000000004	4647.2	4772.8	4898.3999999999996	
23
24 1/2Casing 
Pr 378,181 430,00420,00258 000,00
94
Loss 
Gas P
0,15 
psi/ft
0,00
ar
1,11,1
313 830,40
fluido
TVD
Pore 
Pressur
Hydrast
atic
Frack 
Grad 
Drill 
Mud 
P 
Hydratat
Perda 
Pressao
Max P 
Surface 
P Matar 
Poço
True 
Hydrasta
True 
Hydrasta
BurstCollapseAxial1,3
0,008,860,000,009,210,00754,35829,79829,791,720,00
125,608,84189,43206,369,19196,93123,82254,35943,781 038,161 038,161,702,1338 736,80
251,608,81378,18412,529,16393,201 321,961 454,161 454,161,351,0777 596,96
3,32487242
20 
Casing 
Pr 1 143,394 437,001 609,00958 000,00
94
Loss Gas 
P
0,15
psi/ft
0,00
ar
1,11,1
100 000,00
fluido
TVD
Pore 
Pressur
e - High
Hydrastat
ic
Frack 
Grad 
High
Drill 
Mud 
weight
P 
Hydratati
c Drill
Perda 
Pressao
a 
Maxima 
Com 
Gas
Max P 
Surface 
P Matar 
Poço
True 
Hydrastat
ic P/T 
(Fechado
)
BurstCollapseAxial1,3
251,608,81378,18408,239,16393,201 272,801 400,0811,734,2512,35
376,80
8,79
565,08609,449,14587,58370,59772,801 895,382 084,927,852,858,24
502,40
8,82
756,01810,879,17786,012 093,812 303,195,872,136,18
628,008,85948,231 016,809,20985,732 293,532 522,884,681,704,95
753,00
8,90
1 143,391 223,049,251 188,362 496,162 745,773,881,414,13
16 
Casing 
Pr 3 679,346 830,004 698,002 990 000,00
128
Loss Gas 
P
0,15
psi/ft
0,00
ar
1,11,1
100 000,00
fluido
TVD
Pore 
Pressur
e - 
High
Hydrasta
tic
Frack 
Grad 
High
Drill 
Mud 
weight
P 
Hydratati
c Drill
Perda 
Pressaoa 
Maxima 
Com Gas
Max P 
Surface 
P Matar 
Poço
True 
Hydrasta
tic P/T 
(Fechado
)
BurstCollapseAxial1,3
753,008,811 131,831 249,739,161 176,793 128,503 441,356,034,159,45
1 256,009,23
1 977,881 470,029,582 052,891 050,842 628,505 216,385 738,023,452,385,67
1 381,609,46
2 229,891 704,029,812 312,395 475,896 023,483,062,115,15
1 507,209,632 476,321 949,819,982 566,325 729,826 302,802,761,904,72
1 632,809,792 727,252 209,3210,142 824,755 988,256 587,082,501,724,36
1 758,409,922 976,043 300,0510,273 081,046 244,546 868,992,291,584,05
1 884,0010,003 214,333 561,4810,353 326,836 490,337 139,362,121,463,78
2 009,6010,053 445,763 816,0510,403 565,766 729,267 402,191,981,363,54
2 135,2010,10
3 679,344 072,7710,453 806,846 970,347 667,371,861,283,33
10 
Casing 
Pr 6 540,099 193,006 960,00802 000,00
65,7
Loss Gas 
P
0,15
psi/ft
0,00
ar
1,11,1
100 000,00
fluido
TVD
Pore 
Pressur
e - 
High
Hydrasta
tic
Frack 
Grad 
High
Drill 
Mud 
weight
P 
Hydratati
c Drill
Perda 
Pressaoa 
Maxima 
Com Gas
Max P 
Surface 
P Matar 
Poço
True 
Hydrastati
c P/T 
(Fechado)
BurstCollapseAxial1,3
2 135,2010,173 703,624 072,7710,523 831,125 309,305 840,232,481,881,74
2 260,8010,27
3 960,054 347,0610,624 095,061 730,794 809,309 439,3510 383,292,321,761,65
2 386,8010,37
4 221,484 625,2110,724 364,019 708,3010 679,132,181,651,56
2 512,0010,474 485,784 890,0710,824 635,789 980,0810 978,082,051,551,48
2 637,6010,574 755,075 148,0710,924 912,5710 256,8611 282,551,931,461,41
2 763,2010,675 028,645 412,0711,025 193,6410 537,9411 591,731,831,381,35
2 888,8010,775 306,505 672,8611,125 479,0010 823,3011 905,631,731,311,29
3 014,4010,875 588,655 898,9411,225 768,6511 112,9512 224,241,641,251,23
3 140,0010,975 875,086 139,3711,326 062,5811 406,8812 547,571,561,181,18
3 265,6011,186 228,946 373,8011,536 423,9511 768,2412 945,071,481,121,14
3 391,2011,086 410,666 561,0911,436 613,1611 957,4613 153,211,431,091,10
3 516,8010,90
6 540,096 696,0911,256 750,0912 094,3913 303,831,411,061,06
5,500 
Casing 
Pr 8 106,5417 385,5016 660,50372 000,00
32
Loss Gas 
P
0,15
psi/ft
0,00
ar
1,11,1
100 000,00
fluido
TVD
Pore 
Pressur
e - 
High
Hydrasta
tic
Frack 
Grad 
High
Drill 
Mud 
weight
P 
Hydratati
c Drill
Perda 
Pressaoa 
Maxima 
Com Gas
Max P 
Surface 
P Matar 
Poço
True 
Hydrastati
c P/T 
(Fechado)
BurstCollapseAxial1,3
3 516,8010,086 048,086 696,0910,436 258,096 195,796 815,372,872,751,01
3 642,409,77
6 071,446 742,5910,126 288,942 410,755 695,7912 519,7413 771,712,862,740,973 768,009,49
6 100,806 795,099,846 325,8012 556,5913 812,252,852,730,94
3 893,609,366 217,806 935,249,716 450,3012 681,1013 949,212,802,680,91
4 019,209,356 411,527 152,109,706 651,5212 882,3114 170,542,712,600,88
4 144,809,336 597,737 361,469,686 845,2413 076,0314 383,632,642,530,85
4 270,409,326 790,387 577,259,677 045,3813 276,1814 603,792,562,450,83
4 396,009,316 982,607 792,619,667 245,1013 475,8914 823,482,492,390,81
4 521,609,297 166,677 999,829,647 436,6713 667,4715 034,212,432,320,78
4 647,209,817 778,048 634,3310,168 055,5414 286,3315 714,972,242,140,76
4 772,809,767 947,548 826,9810,118 232,5414 463,3415 909,672,192,100,74
4 898,409,70
8 106,549 009,1210,058 399,0414 629,8416 092,822,142,060,72