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Autor: Verim Hernandes Lourenço Junior TÉCNICO DE PERFURAÇÃO E POÇOS TÉCNICAS DE PERFURAÇÃO TÉCNICAS DE PERFURAÇÃO Autor: Verim Hernandes Lourenço Junior TÉCNICAS DE PERFURAÇÃO Programa Alta Competência Este material é o resultado do trabalho conjunto de muitos técnicos da área de Exploração & Produção da Petrobras. Ele se estende para além dessas páginas, uma vez que traduz, de forma estruturada, a experiência de anos de dedicação e aprendizado no exercício das atividades profissionais na Companhia. É com tal experiência, refletida nas competências do seu corpo de empregados, que a Petrobras conta para enfrentar os crescentes desafios com os quais ela se depara no Brasil e no mundo. Nesse contexto, o E&P criou o Programa Alta Competência, visando prover os meios para adequar quantitativa e qualitativamente a força de trabalho às estratégias do negócio E&P. Realizado em diferentes fases, o Alta Competência tem como premissa a participação ativa dos técnicos na estruturação e detalhamento das competências necessárias para explorar e produzir energia. O objetivo deste material é contribuir para a disseminação das competências, de modo a facilitar a formação de novos empregados e a reciclagem de antigos. Trabalhar com o bem mais precioso que temos – as pessoas – é algo que exige sabedoria e dedicação. Este material é um suporte para esse rico processo, que se concretiza no envolvimento de todos os que têm contribuído para tornar a Petrobras a empresa mundial de sucesso que ela é. Programa Alta Competência Esta seção tem o objetivo de apresentar como esta apostila está organizada e assim facilitar seu uso. No início deste material é apresentado o objetivo geral, o qual representa as metas de aprendizagem a serem atingidas. Autor Ao fi nal desse estudo, o treinando poderá: • Identifi car procedimentos adequados ao aterramento e à manutenção da segurança nas instalações elétricas; • Reconhecer os riscos de acidentes relacionados ao aterramento de segurança; • Relacionar os principais tipos de sistemas de aterramento de segurança e sua aplicabilidade nas instalações elétricas. ATERRAMENTO DE SEGURANÇA Como utilizar esta apostila Objetivo Geral O material está dividido em capítulos. No início de cada capítulo são apresentados os objetivos específi cos de aprendizagem, que devem ser utilizados como orientadores ao longo do estudo. No fi nal de cada capítulo encontram-se os exercícios, que visam avaliar o alcance dos objetivos de aprendizagem. Os gabaritos dos exercícios estão nas últimas páginas do capítulo em questão. Para a clara compreensão dos termos técnicos, as suas C ap ít u lo 1 Riscos elétricos e o aterramento de segurança Ao fi nal desse capítulo, o treinando poderá: • Estabelecer a relação entre aterramento de segurança e riscos elétricos; • Reconhecer os tipos de riscos elétricos decorrentes do uso de equipamentos e sistemas elétricos; • Relacionar os principais tipos de sistemas de aterramento de segurança e sua aplicabilidade nas instalações elétricas. 21 Capítulo 1. Riscos elétricos e o aterramento de segurança 1.4. Exercícios 1) Que relação podemos estabelecer entre riscos elétricos e aterramento de segurança? _______________________________________________________________ _______________________________________________________________ 2) Apresentamos, a seguir, trechos de Normas Técnicas que abordam os cuidados e critérios relacionados a riscos elétricos. Correlacione-os aos tipos de riscos, marcando A ou B, conforme, o caso: A) Risco de incêndio e explosão B) Risco de contato ( ) “Todas as partes das instalações elétricas devem ser projetadas e executadas de modo que seja possível prevenir, por meios seguros, os perigos de choque elétrico e todos os outros tipos de acidentes.” ( ) “Nas instalações elétricas de áreas classificadas (...) devem ser adotados dispositivos de proteção, como alarme e seccionamento automático para prevenir sobretensões, sobrecorrentes, falhas de isolamento, aquecimentos ou outras condições anormais de operação.” ( ) “Nas partes das instalações elétricas sob tensão, (...) durante os trabalhos de reparação, ou sempre que for julgado necessário à segurança, devem ser colocadas placas de aviso, inscrições de advertência, bandeirolas e demais meios de sinalização que chamem a atenção quanto ao risco.” ( ) “Os materiais, peças, dispositivos, equipamentos e sistemas destinados à aplicação em instalações elétricas (...) devem ser avaliados quanto à sua conformidade, no âmbito do Sistema Brasileiro de Certifi cação.” 25 Capítulo 1. Riscos elétricos e o aterramento de segurança 1) Que relação podemos estabelecer entre riscos elétricos e aterramento de segurança? O aterramento de segurança é uma das formas de minimizar os riscos decorrentes do uso de equipamentos e sistemas elétricos. 2) Apresentamos, a seguir, trechos de Normas Técnicas que abordam os cuidados e critérios relacionados a riscos elétricos. Correlacione-os aos tipos de riscos, marcando A ou B, conforme, o caso: A) Risco de incêndio e explosão B) Risco de contato ( B ) “Todas as partes das instalações elétricas devem ser projetadas e executadas de modo que seja possível prevenir, por meios seguros, os perigos de choque elétrico e todos os outros tipos de acidentes.” ( A ) “Nas instalações elétricas de áreas classifi cadas (...) devem ser adotados dispositivos de proteção, como alarme e seccionamento automático para prevenir sobretensões, sobrecorrentes, falhas de isolamento, aquecimentos ou outras condições anormais de operação.” ( B ) “Nas partes das instalações elétricas sob tensão, (...) durante os trabalhos de reparação, ou sempre que for julgado necessário à segurança, devem ser colocadas placas de aviso, inscrições de advertência, bandeirolas e demais meios de sinalização que chamem a atenção quanto ao risco.” ( A ) “Os materiais, peças, dispositivos, equipamentos e sistemas destinados à aplicação em instalações elétricas (...) devem ser avaliados quanto à sua conformidade, no âmbito do Sistema Brasileiro de Certifi cação.” 3) Marque V para verdadeiro e F para falso nas alternativas a seguir: ( V ) O contato direto ocorre quando a pessoa toca as partes normalmente energizadas da instalação elétrica. ( F ) Apenas as partes energizadas de um equipamento podem oferecer riscos de choques elétricos. ( V ) Se uma pessoa tocar a parte metálica, não energizada, de um equipamento não aterrado, poderá receber uma descarga elétrica, se houver falha no isolamento desse equipamento. ( V ) Em um choque elétrico, o corpo da pessoa pode atuar como um “fi o terra”. ( F ) A queimadura é o principal efeito fi siológico associado à passagem da corrente elétrica pelo corpo humano. 1.7. Gabarito Objetivo Específi co Para a clara compreensão dos termos técnicos, as suas defi nições estão disponíveis no glossário. Ao longo dos textos do capítulo, esses termos podem ser facilmente identifi cados, pois estão em destaque. Capítulo 3. Problemas operacionais, riscos e cuidados com aterramento de segurança 49 3. Problemas operacionais, riscos e cuidados com aterramento de segurança Todas as Unidades de Exploração e Produção possuem um plano de manutenção preventiva de equipamentos elétricos (motores, geradores, painéis elétricos, transformadores e outros). A cada intervenção nestes equipamentos e dispositivos, os mantenedores avaliam a necessidade ou não da realização de inspeção nos sistemas de aterramento envolvidos nestes equipamentos. Para que o aterramento de segurança possa cumprir corretamente o seu papel, precisa ser bem projetado e construído. Além disso, deve ser mantido em perfeitas condições de funcionamento. Nesse processo, o operador tem importante papel, pois, ao interagir diariamente com os equipamentos elétricos, pode detectar imediatamente alguns tipos de anormalidades, antecipando problemas e, principalmente,diminuindo os riscos de choque elétrico por contato indireto e de incêndio e explosão. 3.1. Problemas operacionais Os principais problemas operacionais verifi cados em qualquer tipo de aterramento são: • Falta de continuidade; e • Elevada resistência elétrica de contato. É importante lembrar que Norma Petrobras N-2222 defi ne o valor de 1Ohm, medido com multímetro DC (ohmímetro), como o máximo admissível para resistência de contato. Choque elétrico – conjunto de perturbações de natureza e efeitos diversos, que se manifesta no organismo humano ou animal, quando este é percorrido por uma corrente elétrica. Ohm – unidade de medida padronizada pelo SI para medir a resistência elétrica. Ohmímetro – instrumento que mede a resistência elétrica em Ohm. 3.4. Glossário Caso sinta necessidade de saber de onde foram retirados os insumos para o desenvolvimento do conteúdo desta apostila, ou tenha interesse em se aprofundar em determinados temas, basta consultar a Bibliografi a ao fi nal de cada capítulo. Ao longo de todo o material, caixas de destaque estão presentes. Cada uma delas tem objetivos distintos. A caixa “Você Sabia” traz curiosidades a respeito do conteúdo abordado de um determinado item do capítulo. “Importante” é um lembrete das questões essenciais do conteúdo tratado no capítulo. CARDOSO ALVES, Paulo Alberto e VIANA, Ronaldo Sá. Aterramento de sistemas elétricos - inspeção e medição da resistência de aterramento. UN-BC/ST/EMI – Elétrica, 2007. COELHO FILHO, Roberto Ferreira. Riscos em instalações e serviços com eletricidade. Curso técnico de segurança do trabalho, 2005. Norma Petrobras N-2222. Projeto de aterramento de segurança em unidades marítimas. Comissão de Normas Técnicas - CONTEC, 2005. Norma Brasileira ABNT NBR-5410. Instalações elétricas de baixa tensão. Associação Brasileira de Normas Técnicas, 2005. Norma Brasileira ABNT NBR-5419. Proteção de estruturas contra descargas atmosféricas. Associação Brasileira de Normas Técnicas, 2005. Norma Regulamentadora NR-10. Segurança em instalações e serviços em eletricidade. Ministério do Trabalho e Emprego, 2004. Disponível em: <http:// www.mte.gov.br/legislacao/normas_regulamentadoras/nr_10.pdf> - Acesso em: 14 mar. 2008. NFPA 780. Standard for the Installation of Lightining Protection Systems. National Fire Protection Association, 2004. Manuais de Cardiologia. Disponível em: <http://www.manuaisdecardiologia.med. br/Arritmia/Fibrilacaoatrial.htm> - Acesso em: 20 mai. 2008. Mundo Educação. Disponível em: <http://mundoeducacao.uol.com.br/doencas/ parada-cardiorespiratoria.htm> - Acesso em: 20 mai. 2008. Mundo Ciência. Disponível em: <http://www.mundociencia.com.br/fi sica/eletricidade/ choque.htm> - Acesso em: 20 mai. 2008. 1.6. Bibliografi a É atribuído a Tales de Mileto (624 - 556 a.C.) a primeira observação de um fenômeno relacionado com a eletricidade estática. Ele teria esfregado um fragmento de âmbar com um tecido seco e obtido um comportamento inusitado – o âmbar era capaz de atrair pequenos pedaços de palha. O âmbar é o nome dado à resina produzida por pinheiros que protege a árvore de agressões externas. Após sofrer um processo semelhante à fossilização, ela se torna um material duro e resistente. Os riscos elétricos de uma instalação são divididos em dois grupos principais: 1.1. Riscos de incêndio e explosão Podemos defi nir os riscos de incêndio e explosão da seguinte forma: Situações associadas à presença de sobretensões, sobrecorrentes, fogo no ambiente elétrico e possibilidade de ignição de atmosfera potencialmente explosiva por descarga descontrolada de eletricidade estática. Os riscos de incêndio e explosão estão presentes em qualquer instalação e seu descontrole se traduz principalmente em danos pessoais, materiais e de continuidade operacional. Uma das principais substâncias removidas em poços de petróleo pelo pig de limpeza é a parafi na. Devido às baixas temperaturas do oceano, a parafi na se acumula nas paredes da tubulação. Com o tempo, a massa pode vir a bloquear o fl uxo de óleo, em um processo similar ao da arteriosclerose. VOCÊ SABIA?? É muito importante que você conheça os tipos de pig de limpeza e de pig instrumentado mais utilizados na sua Unidade. Informe-se junto a ela! IMPORTANTE! ATENÇÃO É muito importante que você conheça os procedimentos específicos para passagem de pig em poços na sua Unidade. Informe-se e saiba quais são eles. Recomendações gerais • Antes do carregamento do pig, inspecione o interior do lançador; • Após a retirada de um pig, inspecione internamente o recebedor de pigs; • Lançadores e recebedores deverão ter suas RESUMINDO... Já a caixa de destaque “Resumindo” é uma versão compacta dos principais pontos abordados no capítulo. Em “Atenção” estão destacadas as informações que não devem ser esquecidas. Todos os recursos didáticos presentes nesta apostila têm como objetivo facilitar o aprendizado de seu conteúdo. Aproveite este material para o seu desenvolvimento profi ssional! Uma das principais substâncias removidas em poços de petróleo pelo pig de limpeza é a parafi na. Devido às baixas temperaturas do oceano, a parafi na se acumula nas paredes da tubulação. Com o tempo, a massa pode vir a bloquear o fl uxo de óleo, em um processo similar ao da arteriosclerose. VOCÊ SABIA?? É muito importante que você conheça os tipos de pig de limpeza e de pig instrumentado mais utilizados na sua Unidade. Informe-se junto a ela! IMPORTANTE! ATENÇÃO É muito importante que você conheça os procedimentos específicos para passagem de pig em poços na sua Unidade. Informe-se e saiba quais são eles. Recomendações gerais • Antes do carregamento do pig, inspecione o interior do lançador; • Após a retirada de um pig, inspecione internamente o recebedor de pigs; • Lançadores e recebedores deverão ter suas RESUMINDO... Uma das principais substâncias removidas em poços de petróleo pelo pig de limpeza é a parafi na. Devido às baixas temperaturas do oceano, a parafi na se acumula nas paredes da tubulação. Com o tempo, a massa pode vir a bloquear o fl uxo de óleo, em um processo similar ao da arteriosclerose. VOCÊ SABIA?? É muito importante que você conheça os tipos de pig de limpeza e de pig instrumentado mais utilizados na sua Unidade. Informe-se junto a ela! IMPORTANTE! ATENÇÃO É muito importante que você conheça os procedimentos específicos para passagem de pig em poços na sua Unidade. Informe-se e saiba quais são eles. Recomendações gerais • Antes do carregamento do pig, inspecione o interior do lançador; • Após a retirada de um pig, inspecione internamente o recebedor de pigs; • Lançadores e recebedores deverão ter suas RESUMINDO... SumárioSumário Introdução 19 Capítulo 1. Fluidos de Perfuração 1. Fluidos de Perfuração 23 1.1. Tipos de fluidos de perfuração 23 1.1.1. Fluido base água 23 1.1.2. Problemas de fluido (base água) 31 1.1.3. Fluidos não-aquosos 32 1.2. Aditivos 36 1.2.1. Aditivos para fluido base água 36 1.2.2. Aditivos para fluidos não-aquosos 38 1.3. Propriedades físico-químicas dos fluidos 39 1.3.1. Massa específica (peso do fluido) 39 1.3.2. Viscosidade funil (marsh) 40 1.3.3. Propriedades reológicas 41 1.3.4. Filtrado e reboco 43 1.3.5. Teor de sólidos 44 1.3.6. Salinidade 47 1.3.7. Alcalinidades: Pm, Pf e Ph 47 1.3.8. Problemas causados com os fluidos durante a perfuração 47 Capítulo 2. Classificação dos Poços 2. Classificação dos poços 55 2.1.1. Quanto à finalidade 55 2.1.2. Quanto à profundidade 58 2.1.3. Quanto à direção 58 2.1.4. Quanto ao diâmetro 60 Capítulo 3. Técnicas de Perfuração 3. Técnicas de perfuração 63 3.1. Perfuração no sistema balanceado (Near Balanced) 63 3.2. Perfuração sub-balanceada (Underbalanced Drilling) 67 3.2.1. Vantagens e limitações 74 3.2.2. Métodos de perfuração sub-balanceada 79 3.2.3. Equipamentos do sistema sub-balanceado 83 3.2.4. Segurança 100 3.2.5. Aplicações da perfuração sub-balanceadano Brasil 102 Capítulo 4. Perfuração Vertical e Direcional 4. Perfuração vertical e direcional 109 4.1. Definição de verticalidade de um poço 110 4.1.1. Valores de inclinação 111 4.1.2. Controle da verticalidade de poços 112 4.2. Perfuração direcional 113 4.2.1. Tipos de poços direcionais 114 4.2.2. Aplicação dos poços direcionais 117 4.2.3. Escolha do perfil do poço 125 4.2.4. Elementos e planejamento de um poço direcional 127 4.2.5. Equipamentos direcionais 128 4.2.6. Equipamentos de registros direcionais 138 4.2.7. Perfuração direcional com sistema steerable 142 4.2.8. Sistema rotary steerable 147 4.2.9. Sistema geosteering 149 4.2.10. Fases ou etapas da perfuração direcional 152 4.2.11. Coordenadas UTM da locação da sonda (base) e do objetivo 152 4.2.12. Coluna geológica prevista 153 4.2.13. Análise dos poços de correlação 154 4.2.14. Mapeamento dos poços da área 154 4.2.15. Softwares para cálculos de projetos 154 4.2.16. Definição das profundidades das sapatas dos revestimentos 155 4.2.17. Valores usuais para a definição de um projeto de perfuração direcional 155 4.2.18. Tolerância de aproximação do objetivo 157 4.2.19. Ângulo guia (lead) 157 4.2.20. Métodos de cálculo da trajetória realizada 157 4.2.21. Execução do projeto 160 4.2.22. Acompanhamento da perfuração direcional 188 4.2.23. Recomendações para projetos de poços direcionais 189 4.2.24. Recomendações relativas à trajetória 190 4.2.25. Recomendações para aumentar o afastamento 192 Capítulo5. Outras tecnologias baseadas na perfuração direcional 5. Outras tecnologias baseadas na perfuração direcional 195 5.1. Poços horizontais 195 5.2. Poços multilaterais 197 5.2.1. Por que poços multilaterais 200 5.2.2. Níveis de complexidade 202 5.2.3. Sequência da instalação da junção em um poço de nível 5 209 5.2.4. Aspectos de controle de poço 212 5.2.5. Utilização dessa tecnologia no Brasil 218 5.3. Poços ERW 219 5.3.1. Fatores que afetam a perfuração direcional em poços ERW 220 5.4. Slim-hole ou microperfuração 222 5.4.1. Tipos de perfuração delgada 223 5.4.2. Algumas considerações gerais 225 5.4.3. Considerações sobre segurança de poço durante a perfuração de poços delgados 227 5.4.4. Pistoneio durante as manobras 229 5.4.5. Prevenção de kicks durante as conexões 229 5.4.6. Controle de kicks em poços delgados 230 5.4.7. Problemas nos poços delgados 231 5.4.8. Efeitos da densidade equivalente de circulação (ECD) 231 5.4.9. Planejamento de controle do poço 231 5.4.10. Decidindo sobre o procedimento de controle do poço 232 5.4.11. Detecção do influxo 232 5.4.12. Procedimentos na conexão 233 5.4.13. Utilização no Brasil 234 5.5. Poços HPHT 235 5.5.1. Evolução Tecnológica 235 5.5.2. Principais Problemas com poços HPHT 237 5.5.3. Principais desafios de poços HPHT em águas profundas 238 5.5.4. Projetos de poço HPHT 239 5.5.5. Aspectos envolvendo controle de poço 240 5.5.6. Avaliação da temperatura 247 5.5.7. Avaliação das geopressões 249 5.5.8. Revestimento 252 5.5.9. Cimentação 255 5.5.10. Novas tecnologias envolvendo poços HPHT 256 Exercícios 257 Glossário 269 Bibliografia 271 Gabarito 274 19 INTRODUÇÃO Neste material iremos abordar a importância de conhecermos as principais técnicas de perfuração. Iremos explanar quais os tipos de perfuração em relação ao tipo de fluido usado, as funções do fluido de perfuração, quais os tipos de poços em relação à sua direção, o tipos de construção dos poços quanto ao revestimento, distanciamento do objetivo, quanto à temperatura das formações e características quanto às suas pressões de formação. Todo este conteúdo está sendo fornecido para fortalecer a sua atuação na execução da perfuração de um poço de petróleo. Orientações que serão passadas através da programação das fases de execução terão de ser conhecidas, interpretadas a fim de aplicar as melhores formas de aplicar as técnicas de perfuração. E, quando for executá-las, poder fornecer o retorno dos problemas que se está encontrando durante a perfuração, de modo a serem estudados meios para contorná-los. Para se falar a respeito de técnicas de perfuração, algumas informações básicas deverão ser relembradas. Exemplo os tipos de fluido, quais os equipamentos de uma sonda, quais os componentes de coluna e que tipos de poços desejamos executar. Começaremos, então, fazendo uma revisão sobre esses tópicos. C ap ít u lo 1 Fluidos de Perfuração 22 Alta Competência 23 Capítulo 1. Fluidos de perfuração 1. Fluidos de Perfuração As técnicas de perfuração em relação a Underbalanced, Balanced e Overbalanced estão diretamente ligadas ao peso específico do fluido ou ao tipo de fluido utilizado na perfuração do poço. 1.1. Tipos de fluidos de perfuração Os fluidos de perfuração são considerados a barreira primária de um poço. São classificados em: • Base água; • Base orgânica (não-aquoso); • Espuma; • Ar comprimido. 1.1.1. Fluido base água Os fluidos base água são mais utilizados por serem: • Mais baratos; • Mais abundantes na natureza; • Menos agressivos ao meio ambiente; Os tipos de fluidos à base água são os fluidos iniciais e os inibidos. a) Fluidos iniciais São fluidos não-inibidos, utilizados no início dos poços, no qual as exigências quanto as suas propriedades são mínimas, em função da não-interação do fluido com os minerais das rochas. 24 Alta Competência Principais fluidos iniciais: • Fluido convencional; • Fluido nativo; • Fluido de baixo teor de sólidos; • Água doce ou água do mar. Fluido convencional Composição Água doce QSP Argila ativada 12 a 15 lb/bbl Soda cáustica 0,5 lb/bbl Propriedades Peso específico 8,8 a 9,0 lb/gal Viscosidade 60 a 90 seg Aplicações: • Perfuração de poços de grandes diâmetros; • Perfuração de areias e calcários; • Confecção de tampões viscosos. 25 Capítulo 1. Fluidos de perfuração Recomendações: • Misturar os produtos na sequência indicada; • Utilizar água com salinidade de no máximo 5,000 mg/l; • Verificar dureza e teor de cálcio da água de preparo; • Verificar a validade da argila – prazo: 06 meses. Fluido nativo É o que utiliza a argila presente nas formações atravessadas pela broca, sendo necessária apenas a adição de água para manutenção da viscosidade e do peso. É um fluido de baixo custo, visto não ser necessária a adição de produtos químicos. Fluido de baixo teor de sólidos Composição Água doce QSP Polímero doador de viscosidade 0,5 a 1,0 lb/bbl Argila ativada 4,0 a 6,0 lb/bbl Soda cáustica 0,5 lb/bbl Propriedades Peso específico 8,5 a 8,7 lb/gal Viscosidade 45 a 60 seg Aplicações: • Perfuração em zonas de baixo gradiente de pressão (frágeis); • Perfuração em zonas com perda de circulação parcial. 26 Alta Competência Recomendação: • São semelhantes às do fluido convencional. Em função do custo desse tipo de fluido, utilizá-lo somente em situações nas quais o peso do fluido deva ser o mais baixo possível. IMPORTANTE! Água doce ou salgada • Água doce: perfuração na área terrestre; • Água salgada: perfuração na área marítima em função da abundância desse fluido. Aplicação: Perfuração em poços com ocorrência de perda total de circulação. Nesse caso, injeta-se fluido viscoso nas conexões para evitar sedimentação de detritos sobre a broca. b) fluidos inibidos São fluidos que têm pouca ou nenhuma interação com as argilas presentes nas formações atravessadas pela broca durante a perfuração. Essa inibição pode ser de natureza química ou física. Os fluidos inibidos são divididos em: • Fluidos base água; • Fluidos base orgânica. 27 Capítulo 1. Fluidos de perfuração A inibição dos fluidos base água é sempre menor do que a inibição dos fluidos base óleo. Quando se têm argilas muito sensíveis à presença de água, proble- mas na perfuração são frequentes, e a continuida- de da operação só será possível com a utilização dos fluidos base óleo. IMPORTANTE! Os tipos de argilas mais comuns são: • Esmectita – elevado grau de inchamento em presença de água; • Ilita;• Clorita; • Caolinita – pouca reatividade com água, porém desprende-se da rocha com facilidade, causando obstrução dos poros desta; • Camada mista. Estrutura da formação argilosa do grupo das montmorilonitas 28 Alta Competência Formações argilosas tornam-se instáveis na presen- ça de alguns tipos de fluidos de perfuração base água, causando sérios problemas durante a perfuração, principalmente quando essa argila é do grupo das montmorilonitas. IMPORTANTE! Os principais problemas são: • Enceramento da broca; • Anéis de obstrução no espaço anular; • Fechamento do poço; • Desmoronamento; • Prisão da coluna de perfuração; • Alargamentos do poço. Principais fluidos inibidos base água são: • Fluido base cloreto de sódio tratado com polímero; • Fluido base cloreto de potássio tratado com polímero; • Fluido base cloreto de potássio com poliacrilamida; • Fluido a base cloreto de potássio com polímero catiônico. 29 Capítulo 1. Fluidos de perfuração c) Fluidos salgados São fluidos cuja inibição é proveniente dos cátions fornecidos pelos sais. Classificação em função da salinidade: baixa salinidade de 10.000 até 40.000 ppm média salinidade de 40.000 até 70.000 ppm alta salinidade de 70.000 até 311.300 ppm saturado salinidade de 311.300 ppm Os sais mais utilizados na confecção dos fluidos salgados são: o cloreto de sódio (NaCl) e o cloreto de potássio ( KCl ). O cloreto de sódio, em função do seu preço mais baixo e da sua disponibilidade na natureza; e o cloreto de potássio, em função do grande poder de inibição apresentado por ele. • Fluido base cloreto de sódio tratado com polímero O sal comum (cloreto de sódio), de fórmula química NaCl, em presença de água, dissocia-se em: Na+ e Cl- O cátion Na+ é o responsável pela inibição das argilas presentes nas formações perfuradas. Aplicação: • Perfuração de formações argilosas; • Perfuração marítima, na qual o abastecimento de água industrial é difícil e oneroso; • Perfuração de formações com presença de sal. 30 Alta Competência Composição X Concentração: Composiçao básica Concentração Água doce QSP Argila ativada 5,0 a 8,0 lb/bbl Soda cáustica 1,0 a 1,5 lb/bbl Amido 6,0 a 8,0 lb/bbl Polímero de baixa viscosidade 2,0 a 2,5 lb/lbb Cloreto de sódio (NaCl – sal comum) 14,0 a 16 lb/lbb Bactericida 5,0 gal/ 100 bbl Baritina em função do peso desejado • Fluidos base cloreto de potássio tratado com polímero São fluidos não-dispersos, com inibição física fornecida pelos polímeros e inibição química fornecida pelo sal. O íon potássio atua como um eficiente inibidor de inchamento e dispersão de argilas. O sal de potássio, de fórmula química KCl, em presença de água, dissocia-se em: K+ e Cl- sendo o cátion Cl+ o principal responsável pela inibição das argilas presentes no poço. Composição X Concentração Composiçao básica Concentração Água doce QSP Óxido de magnésio 0,8 a 1,0 lb/bbl Amido 6,0 a 8,0 lb/bbl Polímero de baixa viscosidade 2,0 a 2,5 lb/lbb Polímero catiônico 6,0 a 8,0 lb/bbl Cloreto de potássio (KCl) 18,0 a 20,0 lb/lbb Bactericida 5,0 gal/ 100 bbl Calcário fino 10,0 a 15 lb/lbb Baritina em função do peso desejado 31 Capítulo 1. Fluidos de perfuração 1.1.2. Problemas de fluido (base água) Os principais problemas com fluidos base óleo são: • Conversão do fluido de polímeros; • Fluido não dimensionado para altas temperaturas; • Alto teor de sólidos; • Descontrole da reologia: • Gelificação; • Decantação de barita. • Separação de fases; • Descontrole do filtrado; • Qualidade de produtos. Sobrenadante Dispersão Baritina Separação de fases 32 Alta Competência 1.1.3. Fluidos não-aquosos Os fluidos não aquosos também são conhecidos como fluidos de emulsão inversa, e são classificados em: • Fluido base óleo diesel – fora de uso; • Fluido base parafina; • Fluido base éster; • Fluido a base glicol. a) Fluido base óleo Os fluidos são ditos base óleo quando a fase contínua ou dispersante é constituída por óleo e a fase dispersa, por água salgada adicionada sob forma de minúsculas gotículas, emulsionadas pela ação tensoativa de um surfactante específico. Esses fluidos são também conhecidos como fluidos de emulsão inversa. Os demais componentes dos fluidos base óleo são: emulsificantes (primário, secundário), saponificantes e alcalinizantes, redutores de filtrado, agentes de molhabilidade, dispersantes e gelificantes e adensantes. Composição básica: • Óleo sintético, óleo mineral ou parafina; • Emulsificante primário; • Emulsificante secundário; • Agente de molhabilidade; • Controlador de filtrado; • Óxido de cálcio; 33 Capítulo 1. Fluidos de perfuração • Salmoura (água + sal); • Argila organofílica; • Adensante. Principais características dos fluidos base óleo: • Baixíssima solubilidade das formações de sal, tais como halita, silvita, taquidrita, carnalita e anidrita; • Atividade química controlada pela natureza e pela concentração do eletrólito dissolvido na fase aquosa; • Alta capacidade de inibição em relação às formações argilosas hidratáveis; • Alto índice de lubricidade ou baixo coeficiente de atrito; • Resistência a temperaturas elevadas até 400 ºF; • Baixa taxa de corrosão; • Amplo intervalo para variação do peso específico, isto é: 7,0 lb/ gal até 18,0 lb/gal. Aplicação: • Poços profundos com elevados gradientes geotérmicos, cujas temperaturas superam 300 ºF; • Rochas solúveis em água, tais como os evaporitos e domos salinos; • Poços direcionas e horizontais; • Rochas hidratáveis e plásticas, como folhelhos e argilitos; 34 Alta Competência • Poços com baixa pressão de poros ou baixo gradiente de fratura; • Formações produtoras danificáveis por fluidos base água; • Poços que geram ambientes corrosivos; • Liberação de coluna. Limitações do uso: • Poço com perda de circulação; • Sondas que não possuam sistema de remoção de sólidos adequados; • Descarte dos cascalhos em locais projetados especificamente para esse fim. Principais contaminantes: • Água; • Sólidos. b) Fluidos Aerados É o fluido cujo ar atmosférico ou um gás inerte é utilizado em parte ou no todo como fluido de perfuração. Tipos de fluidos aerados: • Ar puro ou um gás tipo N2, CO2; • Espuma. 35 Capítulo 1. Fluidos de perfuração Principais características: • Baixo peso específico (0,3 lb/gal até 7 lb/gal); • Uso de ar ou gás como componente. O uso de equipamentos especiais, tais como: com- pressores, booster, medidores de vazão e outros tor- nam muito restrita a utilização desses fluidos, em função dos custos elevados desses equipamentos. IMPORTANTE! Composição: • Água; • Argila ativada; • KCl; • Soda cáustica; • Inibidor de corrosão espumante; • Polímero. Aplicação: • Perdas de circulação severas; • Minimização de danos à formação; • Aumento da taxa de penetração. 36 Alta Competência 1.2. Aditivos Há os aditivos para fluidos base água e para fluidos não-aquosos. 1.2.1. Aditivos para fluido base água a) Doadores de viscosidade • Argila ativada (nome comercial: bentonita); • Polímero de alto peso molecular (CMC – AVAS); • Goma xantana; b) Doadores de alcalinidade (Ph) • Soda cáustica; • Potassa cáustica; • Cal viva / cal hidratada. c) Redutores de filtrado • Amido de mandioca, amido de milho; • Polímero de baixo peso molecular (CMC - ADS); • Hidroxipropilamido (HPA). d) Inibidores de argila • Polímeros catiônicos; • Cloreto de sódio (NaCl); 37 Capítulo 1. Fluidos de perfuração • Cloreto de potássio (KCl); • Poliacrilamida. e) Adensantes • Sais diversos; • Baritina; • Hematita; • Calcário. f) Dispersantes • Lignossulfonato; • Polímeros de baixo peso molecular. g) Liberadores de coluna – ácidos graxos • Pipe lax; • Free pipe; • Ez-spot. h) Preventor de enceramento de broca • Detergente; • Antiespumante. 38 Alta Competência j) Bactericida • Triazina; • Guaternário de amônio. k) Sequestrador de gás sulfídrico • Esponja de ferro; • Óxido de zinco. l) Redutorde fricção • Lubrificante 1.2.2. Aditivos para fluidos não-aquosos • Parafina, biodiesel e óleo diesel (em desuso); • Ácidos graxos; • Surfactantes; • Redutores de filtrado; • Argila organofílica; • Baritina e hematita; • Cloreto de cálcio ou cloreto de sódio; • Calcários fino e médio; • Óxido de cálcio (cal viva). 39 Capítulo 1. Fluidos de perfuração 1.3. Propriedades físico-químicas dos fluidos Propriedades Típicas do Fluido Base Água HPHT são: Peso Específico 16,0 - 19,0 lb/gal Viscosidade Plástica 25 - 50 cP Limite de Escoamento 18 -30 lb/100 pes2 Géis 9/14 - 15/26 lb/100 pes2 Sólidos 30 a 38% Filtrando HPHTH < 15 ml pH 11-13 A seguir serão descritas algumas propriedades físico-químicas dos fluidos. 1.3.1. Massa específica (peso do fluido) Fisicamente, é a massa de fluido por unidade de volume No campo, é conhecida como peso do fluido. O equi- pamento utilizado para a sua medição é a balança densimétrica. ATENÇÃO Balança densimétrica Visor de nível 40 Alta Competência Escala de densidade em lb/gal Marcação para densidade da água É muito importante a verificação da calibração da balança. a) Problemas relacionados ao peso do fluido • Peso do fluido insuficiente: • Desmoronamento das paredes do poço; • Kick; • Fechamento do poço. Peso do fluido excessivo: • Prisão de coluna por diferencial de pressão; • Perda de circulação parcial ou total; • Redução na taxa de penetração. 1.3.2. Viscosidade funil (marsh) A viscosidade é a propriedade do fluido que sofre maior influência das variações de temperatura e pressão em um poço. A temperatura pode ultrapassar os 300 °F no fundo para em seguida ser bruscamente resfriado para menos de 70 °F ao passar pelo riser ou kill/choke em lâminas d’ água profundas. 41 Capítulo 1. Fluidos de perfuração A viscosidade do funil é uma medida prática da variação da viscosidade do fluido. Essa medida consiste na determinação do tempo gasto pelo fluido para escoar através de um orifício existente na parte inferior do funil e preencher um caneco até a marca de ¾ de galão (950 ml) ou 1000 ml. One quart line 6 12 2Measured orifice (3/16 ID) FUNNEL CUP Teste para viscosidade em funil (marsh) 1.3.3. Propriedades reológicas A reologia trata da deformação e do escoamento dos fluidos quando submetida à ação de uma força. Estuda as relações entre a tensão de cisalhamento e a razão de deformação, que definem as condições de escoamento de um fluido. Viscosímetro FANN - Modelo 35 A 42 Alta Competência Características do viscosímetro FANN modelo 35 A Classificação reológica dos fluidos: • Fluidos newtonianos: existe uma relação linear entre a tensão cisalhante e a taxa de deformação; • Fluidos não-newtonianos: são aqueles cuja viscosidade varia de acordo com a taxa de deformação. 43 Capítulo 1. Fluidos de perfuração No grupo dos fluidos não-newtonianos, destacam-se: • Fluidos plásticos: caracterizados pela existência de um limite de escoamento, isto é, torna-se necessário um mínimo de tensão de cisalhamento para que o escoamento seja iniciado; • Fluidos pseudo-plásticos: são aqueles cuja viscosidade aparente diminui à medida que aumenta a taxa de deformação; • Fluidos dilatantes: são aqueles cuja viscosidade aparente aumenta à medida que aumenta a taxa de deformação. 1.3.4. Filtrado e reboco O filtrado API é o volume de líquido (filtrado) coletado numa proveta durante 30 min, a uma pressão de 100 psi. Ele é recomendado para fluidos base água. O reboco é um material que fica depositado na parede do poço devido à perda do fluido em frente às formações permeáveis. Filtro Prensa API 44 Alta Competência O filtrado HPHT é o volume de líquido (filtrado) coletado numa proveta, durante 30 min, a uma pressão de 500 psi e a uma temperatura de 300 ºF. Filtrado prensa HTHP 1.3.5. Teor de sólidos O teste de retorta consiste na destilação de um volume de 10 ml de fluido, no período de 30 min, obtendo-se as frações de água, óleo e sólidos. Kit retorta 45 Capítulo 1. Fluidos de perfuração Kit para determinação do teor de areia • Teste do MBT (Methilene Blue Test) Esta é a técnica do azul de metileno (MBT), que tem como objetivo analisar volumetricamente, por adsorção, a quantidade de sólidos ativos ou bentoníticos presentes no fluido de perfuração. Sua vantagem é a rapidez e o baixo custo de execução, além de poder fornecer indiretamente informações sobre a superfície específica das rochas. Teste do BMT 46 Alta Competência Classificação dos sólidos perfurados: SÓLIDOS EXEMPLO Inertes de baixa densidade areiam, calcário, siltes Inertes da alta densidade baritina, hematita Ativos da baixa densidade argilas plásticas O teor de sólidos deve ser controlado de forma bas- tante rigorosa em sistemas de altas densidade sub- metido a altas temperaturas, pois a presença de par- tículas finas de baixa densidade dificulta o controle das propriedades reológicas. ATENÇÃO Alguns problemas causados pelos sólidos incorporados ao fluido de perduração durante a perfuração: • Baixas taxas de penetração; • Redução da potência hidráulica na broca; • Redução da vida útil da broca; • Redução da vida útil dos componentes do sistema de circulação; • Pouca eficiência dos tratamentos químicos do fluido; • Probabilidade de prisão por diferencial de pressão; • Probabilidade de perda de circulação por aumento da densidade do fluido; • Maior custo na manutenção das bombas. 47 Capítulo 1. Fluidos de perfuração 1.3.6. Salinidade Está diretamente relacionada à inibição do fluido. Ela serve de contraste entre zonas de água doce e zonas de óleo identificadas através do perfil de resistividade. 1.3.7. Alcalinidades: Pm, Pf e Ph Pm = alcalinidade do fluido; Pf = alcalinidade do filtrado; pH = potencial de hidrogênio. 1.3.8. Problemas causados com os fluidos durante a perfuração a) Perda de circulação ou perda de retorno É a perda do fluido de perfuração ou da pasta de cimento para os espaços porosos, fraturas ou cavernas da formação, durante as operações de perfuração. 48 Alta Competência Perda de circulação Os tipos de perda de circulação são: • Parcial – quando, em condições normais de bombeio, retorna somente uma parte do fluido de perfuração que foi injetado; • Total – quando, em condições normais de bombeio, não há retorno do fluido de perfuração que foi injetado. Existem diferentes causas das perdas de circulação, dentre elas destacam-se: 49 Capítulo 1. Fluidos de perfuração Naturais • Presença de cavernas; • Infiltração em rochas de alta permeabilidade; • Ocorrência de fraturas naturais. Induzidas • Peso do fluido superior ao gradiente de fratura da rocha; • Bloqueio do espaço anular por argilas . Os métodos utilizados ao combate das perda de circulação são: • Tampão de material de perda; • Tampão de cimento; • Tampão de cimento com bentonita; • Tampão de silicato com cloreto de cálcio; • Aumento da viscosidade do fluido; • Redução do peso do fluido. b) Prisão da coluna Durante a operação de perfuração, a coluna de perfuração pode ficar presa, ocasionalmente, o que impede o seu movimento para cima e/ ou para baixo. 50 Alta Competência A coluna de perfuração poderá ficar presa por : • Acunhamento; • Desmoronamento; • Prisão por diferencial de pressão; • Chaveta. A prisão da coluna ocorre: • Durante descida da coluna após troca de broca; • Durante queda de objetos estranhos no poço; • Quando há desmoronamento; • Durante o fechamento do poço; • Durante a retirada da coluna com arraste elevado (Drag); • Quando ocorre pressão hidrostática elevada. Desmoronamento – queda das paredes do poço. • Areia; • Folhelho. Fechamento – redução do diâmetro na parte superior do poço. • Inchamento de argila; • Presença de sal. 51 Capítulo 1. Fluidos de perfuração Diferencial de pressão – consiste na fixação da coluna à parede do poço devido a uma força causada pela diferença de pressão entre a coluna hidrostáticado fluido e a pressão de poros da formação. Ocorre geralmente em frente a formações porosas e permeáveis (arenitos) e em fluidos com alto filtrado e espessura de reboco. Aliado ao fluido nas perfurações nearbalance (ba- lanceada) underbalance é necessário o uso de equi- pamentos específicos para esta etapa do poço, além do uso de fluidos de perfurações com características próprias para este tipo de perfuração. IMPORTANTE! Classificação dos Poços C ap ít u lo 2 54 Alta Competência Capítulo 2. Classificação dos poços 55 2. Classificação dos poços Aqui serão apresentadas as formas como podem ser classificados os poços e como é definida a nomenclatura do poço. Os poços podem ser classificados quanto à finalidade, à profundidade e ao percurso. 2.1.1. Quanto à finalidade Quanto à finalidade, um poço de petróleo deve ser classificado conforme a tabela abaixo. Finalidade Categoria Número Exploração Pioneiro Estratigráfico Extensão Pioneiro adjacente Jazida mais rasa Jazida mais profunda 1 2 3 4 5 6 Explotação (lavra) Desenvolvimento Injeção 7 8 Especial 9 Tipos de poços quanto à finalidade Mais adiante, veremos que a numeração atribuída à categoria do poço será importante para definir a nomenclatura do poço. a) Poço exploratório É aquele que tem por objetivo a descoberta de novos campos ou novas jazidas de petróleo, a avaliação das reservas e sua extensão ou simplesmente a obtenção de novos dados para complementar as avaliações geológicas. Os poços exploratórios subdividem-se em nos poços descritos a seguir. 56 Alta Competência • Poço pioneiro (tipo 1) É o primeiro poço perfurado numa área (num futuro campo, caso seja descoberto óleo) em busca de jazida. A locação do poço é feita após análise dos dados obtidos por métodos geológicos e/ou geofísicos. Caso seja encontrada formação portadora de petróleo no poço, normalmente prossegue-se a perfuração até o embasamento, a procura de outras possíveis zonas produtoras. Normalmente, nesses poços, a geologia solicita mais amostras de calha do que nos poços de desenvolvimento, e essas amostras são de importância fundamental para a localização de possíveis zonas produtoras. • Poço estratigráfico (tipo 2) É um poço perfurado para estudo da coluna geológica e dos fluidos contidos nas formações de uma bacia sedimentar descoberta por mapeamento geológico. A perfuração pode ir até o embasamento (rocha sã que se encontra abaixo das rochas sedimentares). É perfurado visando à obtenção de informações sobre a disposição sequencial das rochas de subsuperfície. Esses dados serão utilizados para programações exploratórias posteriores ou estudos específicos. • Poço de extensão ou delimitatório (tipo 3) Tem por objetivo delimitar um campo ou um reservatório já descoberto. É perfurado com maior espaçamento entre um e outro que os de desenvolvimento. A perfuração desse tipo de poço ocorre fora dos limites provados de uma jazida, visando ampliá-la ou delimitá-la. Poderá resultar na descoberta de uma nova jazida, independente daquela para a qual foi locado. A delimitação pode ser feita antes, durante ou após o desenvolvimento do poço. Capítulo 2. Classificação dos poços 57 • Poço pioneiro adjacente (tipo 4) É perfurado após delimitação preliminar do campo, visando-se descobrir novas jazidas adjacentes. Caso se obtenha sucesso, esse poço implicará a descoberta de nova jazida. Se ficar provado que se trata da mesma jazida anterior, será reclassificado como poço de extensão. • Poço de jazida mais rasa ou mais profunda (tipo 5 ou 6) É perfurado dentro dos limites do campo quando há suspeita da existência de jazidas mais rasas ou mais profundas devido a novas informações obtidas pela sísmica ou pela experiência da área. b) Poço explotatório ou de lavra É perfurado com o objetivo de extrair o hidrocarboneto da rocha- reservatório. Classifica-se em: • Poços de desenvolvimento (tipo 7) É aquele perfurado dentro dos limites do campo para drenar racionalmente o petróleo a partir dos testes realizados nos poços pioneiro e pioneiros adjacentes. Caso haja petróleo, é estudada a viabilidade econômica do reservatório de óleo ou gás. Os poços de desenvolvimentos são perfurados de acordo com o mapeamento geológico da área e das informações dos poços postos em produção previamente. Os poços em desenvolvimento são normalmente perfurados pelo menos trinta metros abaixo da zona produtora ou do último indício de hidrocarboneto. Esses trinta metros permitem a perfilagem de toda a zona produtora e possibilitam deixar um “saco” no revestimento abaixo da zona produtora para a queda de eventuais “peixes” ou decantação de areia, sem prejudicar a produção. 58 Alta Competência • Poços de injeção (tipo 8) Poço perfurado com a intenção de injetar fluido na rocha-reservatório para ajudar na recuperação de petróleo. Após o início da produção de petróleo de um campo, o reservatório sofre uma queda de pressão, tornando-se necessário injetar água para manter a pressão desse reservatório. Outra situação na qual se faz necessário injetar um fluido é quando o petróleo encontrado é bastante viscoso e difícil de sair. Nesse caso, injeta-se vapor d’água. c) Poço especial Poço perfurado para outras finalidades que não a exploração ou a explotação, como, por exemplo, a produção de água, poço direcional para combate de blowout, também chamado poço de alívio etc. 2.1.2. Quanto à profundidade Quanto à profundidade final, os poços de petróleo são classificados em: • Raso – quando a profundidade final não ultrapassa os 1 000 metros; • Profundidade média – profundidade entre 1 000 metros e 2 500 metros; • Profundos – quando a profundidade total ultrapassa os 2 500 metros. 2.1.3. Quanto à direção Sabemos, desde o final da década de 20, que um poço de petróleo nunca é perfeitamente vertical. Capítulo 2. Classificação dos poços 59 São vários os fatores que influenciam a direção do poço: dureza das formações a serem atravessadas, inclinação e direção das camadas de rocha, bem como características da coluna que se está empregando na perfuração. O estudo desses fatores não nos interessa nesse momento; o importante é termos em mente que o poço descreve uma trajetória diferente da vertical que passa pela sonda de perfuração. Quanto à direção, os poços podem ser classificados em vertical, direcional, horizontal e radial. a) Vertical Vamos chamar de ALVO ou OBJETIVO de um poço o ponto resultante da intersecção da reta vertical que passa pela locação da Geologia na superfície com o plano que passa pela rocha-reservatório. Um poço é dito VERTICAL se a sonda e o alvo estão situados na mesma reta vertical. A inclinação e a direção devem ser controladas para que o poço atinja a rocha-reservatório dentro do limite tolerado pela Geologia. Essa tolerância é definida por um cilindro vertical de raio R. Como parâmetro, considera-se que o ângulo formado entre a linha imaginária que passa pelo início e o fim do poço e a vertical não ultrapassasse os 8º. Esse ângulo pode ser reduzido em campos maduros (com redução de malha) para não interferir em outros poços. b) Direcional Trata-se do poço que é desviado propositadamente da vertical com o objetivo de atingir um alvo situado distante da projeção do poço. Os poços direcionais podem ser naturais, quando as formações apresentam forte tendência de ganho de ângulo durante a perfuração. Aproveita-se a tendência da formação e desloca-se a base para que o poço seja atingido sem qualquer correção ou necessite apenas de pequenas correções. Quando a formação não apresenta tendência de ganho de ângulo, usam-se equipamentos e técnicas para desviar o poço, de acordo com o projeto. 60 Alta Competência c) Horizontal Trata-se de um caso particular de poço direcional. É aquele que permanece um longo trecho na horizontal ou muito próximo da horizontal. Na indústria do petróleo, esse poço é utilizado para maior drenagem do petróleopor um único poço, pois a parte horizontal fica dentro da zona produtora. d) Radial (Multilaterais) Constata-se quando, a partir de um único poço, partem vários ramos em diferentes direções para drenarem melhor o reservatório. Esses ramos (trechos de poços) podem inclusive ser horizontais para uma drenagem ainda melhor. 2.1.4. Quanto ao diâmetro Os poços podem ser classificados, quanto ao diâmetro, em convencional ou micropoço. a) Convencional Um poço é considerado convencional, quanto ao diâmetro, quando os diâmetros utilizados são aqueles que permitem a descida dos revestimentos que normalmente são usados na produção do poço. Os diâmetros mais comuns das brocas são 26”, 17 1/2”, 12 1/4”, 8 1/2” ou 8 3/4”. b) Micropoço É aquele em que são usados diâmetros inferiores aos convencionais e, muitas vezes, é usada a microperfuração apenas em poços pioneiros, barateando, com isso, a perfuração destes e permitindo assumir riscos C ap ít u lo 3 Técnicas de Perfuração 62 Alta Competência Capítulo 3. Técnicas de perfuração 63 3. Técnicas de perfuração A pressão hidrostática do fluido de perfuração no poço pode ser igual, maior ou menor do que a pressão da formação perfurada. Quando a coluna hidrostática de fluidos é igual à pressão da formação perfurada diz-se que o poço está balanceado (balanced). Quando ela é menor do que a pressão das formações, diz-se que o poço está sub-balanceado (underbalanced). E quando a coluna hidrostática de fluidos é maior do que a pressão da formação perfurada de forma a impedir que os fluidos da forma venham a invadir o poço, mesmo quando há uma parada da circulação do fluido, fala-se que o poço está sobrebalanceado (overbalanced). A técnica underbalanced é admitida em perfurações de poços, pois ela permite a penetração de fluidos da formação no interior do poço. A perfuração deve ser sempre conduzida por um fluido de peso/ densidade que propicie a pressão apropriada para manter os fluidos da formação distantes do poço, exceto nos casos em que a perfuração for underbalanced. Na Petrobras, a técnica mais utilizada na perfuração de poços é a over balance, ou seja, quando a pressão do fluido no poço é maior do que a das formações. Isto significa que todas as paredes do poço e a formação estarão sofrendo um sobre pressão. 3.1. Perfuração no sistema balanceado (Near Balanced) A Managed Pressure Drilling (MPD) é uma nova tecnologia para redução de tempos não produtivos e aumento da segurança operacional. Nos últimos cinco anos, o desenvolvimento e a utilização dos sistemas de gerenciamento de pressão de fundo (Managed Pressure Drilling – MPD) aumentaram consideravelmente no mundo. Essa tecnologia vem sendo utilizada por vários operadores tradicionais, como Shell e Chevron, para a identificação de problemas tradicionais de perfuração, como a perda de circulação, kicks, balooning, fechamento de poço, poços de alta temperatura etc. O objetivo dessa técnica é reduzir o número de paradas durante a fase de perfuração do poço, 64 Alta Competência ou, pelo menos, reduzir consideravelmente o tempo não produtivo (NPT). Atualmente, vários conceitos diferentes foram propostos e desenvolvidos, mas somente poucos foram testados no campo. Com o intuito de avaliar os benefícios potenciais da tecnologia e a identificação dos problemas relacionados a geopressões, quatro testes de campo foram programados para essa categoria de MPD, Micro- Flux Control method, que é derivada da perfuração sub-balanceada. Os três primeiros, realizados na UN-RNCE, nos campos Leste de Baixo do Juazeiro, Riacho da Forquilha e Marizeiro, sendo o primeiro o pioneiro desta tecnologia (MPD), com atuação automática, no mundo. Os poços foram selecionados com nível crescente de dificuldade, com o terceiro teste em um poço de gás, com 4 500 m de profundidade, considerado profundo para a área. Foram perfurados no total 7 000 metros nas fases de 12 1/4" e 8 1/2", com uso de fluido sintético e base água, intercalando com operações de testemunhagem e detectando e controlando na superfície, no terceiro poço, um influxo de gás, sem downtime. O quarto teste foi realizado em perfuração de poço exploratório em arenito fechado na UN-ES (1-ESS-185D), com foco na redução de dano à formação. Durante este teste foram detectados vários pacotes de gás, anteriormente indetectáveis, controlado por um kick automaticamente com atuação do sistema (com sistema de segurança atuando para não ultrapassar o limite máximo de operação), permitindo a otimização do peso de lama com aumento de peso somente quando efetivamente necessário e por fim o aprofundamento do poço, inicialmente previsto para 4 100 metros, até 4 850 metros. No total foram perfurados 1 800 metros com o sistema na fase de 8 1/2". Devido ao sucesso do uso do sistema, na fase de 8 1/2", decidiu-se aprofundar o poço, sem uso do sistema até 5 100 metros, profundidade nunca antes alcançada nesta área. Atualmente estão em execução os preparativos para utilização do sistema em poço exploratório, 1-SCS-13, a ser realizado pela SS-48. Esta será a primeira operação com o sistema adaptado para perfuração offshore em sonda flutuante na Petrobras. Capítulo 3. Técnicas de perfuração 65 Esquema de planta de perfuração balance ou MPD Tela de controle do sistema de perfuração balanceada ou MPD 66 Alta Competência Planta de controle do retorno (chokes automáticos) Planta de controle do retorno (manifold e chokes automáticos) Capítulo 3. Técnicas de perfuração 67 Tela de controle do sistema de perfuração balanceada ou MPD 3.2. Perfuração sub-balanceada (Underbalanced Drilling) A perfuração no modo sub-balanceado ocorre (segundo definição do Alberta Energy and Utilities Board ID 94-3) quando a pressão hidrostática do fluido de perfuração no fundo do poço é intencionalmente menor do que a pressão de poros da formação perfurada. A pressão hidrostática do fluido de perfuração no fundo do poço pode ser naturalmente menor do que a pressão de poros da formação perfurada, ou isto pode ser induzido. O estado induzido pode ser obtido injetando gás natural, nitrogênio ou ar na fase líquida do fluido de perfuração. Natural ou induzida, a perfuração sub-balanceada causa a produção de fluidos das formações para o poço (minimizando as bem conhecidas e danosas consequências da invasão do fluido de perfuração nas formações, formando a chamada região de filtrado da lama de perfuração). As figuras a seguir mostram esquematicamente a perfuração convencional (sobrebalanceada) e a sub-balanceada respectivamente: 68 Alta Competência D rillin g Flu id Flo wFormation Oil & Gas Flow Oil & Gas Flow Fines Production Drilling Filter FluidFluid Fl ui d Leakoff Fracture Fines Migration Formation Fines Production Fracture D rillin g Flu id Flo w Perfuração Convencional (sobrebalanceada) Perfuração Sub-balanceada Talvez o maior desenvolvimento ocorrido na tecnologia de perfuração nos últimos anos tenha sido na área da técnica UBD – underbalanced drilling (perfuração sub-balanceada). Atualmente o estágio de evolução da perfuração sub-balanceada é comparável ao estágio no qual estava a tecnologia de poços multilaterais há 5 anos, e a de poços de longo alcance há 10 anos. O mercado para a técnica UBD está crescendo devido a processos e tecnologias desenvolvidas recentemente. A figura abaixo ilustra a evolução do número de poços perfurados nos EUA no modo sub- balanceado: Capítulo 3. Técnicas de perfuração 69 A razão para este crescimento talvez esteja ligado ao fato de que muitos campos produtores de gás e óleo pelo mundo afora estejam maduros. Desta forma, com a eliminação dos danos à formação provocados pela perfuração convencional, muitos destes campos tornam-se viáveis economicamente, já que a vazão de produção esperada é superior à vazão de um poço danificado (como ocorre na perfuração convencional), o que eleva o Valor Presente Líquido (VPL) dopoço devido a um fluxo de caixa mais vantajoso. Outros aspectos importantes a ser considerados: • Com a produção de fluidos das diferentes camadas estratigráficas atravessadas durante a perfuração, formações portadoras de óleo e não previstas (antes da perfuração) podem ser descobertas; • A produção de óleo durante a perfuração sub-balanceada pode pagar parcialmente os gastos com a própria etapa de perfuração; • Há a redução de gastos futuros com trabalhos de estimulação no poço, já que os danos as formações são reduzidos. Até 1997, a aplicação da técnica se restringia a poços em terra (mais de 10 mil poços foram perfurados no modo sub-balanceado na 70 Alta Competência América do Norte nos campos de Austin-Chalk nos EUA e Canadá). Nesta época, foram perfurados os primeiros poços no mar em águas rasas, a partir de sondas fixas (plataformas fixas e autoeleváveis ou jack-ups). Devido aos elevados custos de exploração e desenvolvimento de campos de óleo em águas profundas e ao crescente interesse das companhias produtoras neste tipo de campo graças a aspectos econômicos, é de se esperar que haja um crescimento acentuado da técnica UBD, já que os índices de produtividade (IP) alcançados em poços UBD tornariam economicamente viáveis vários projetos de desenvolvimento destes campos. O progresso no mercado para a perfuração UBD, no entanto, só tem sido possível graças aos avanços tecnológicos em equipamentos para o controle rotativo de pressão, projetos de fluidos leves, modelamento matemático da hidráulica do poço (a pressão de circulação no fundo do poço, BHCP – Bottom Hole Circulating Pressure, é um item de controle importantíssimo no processo, torna-se fundamental a previsibilidade da BHCP através da simulação computacional dos escoamentos multifásicos que ocorrem no poço), aquisição de dados de processo e redução no tamanho e peso dos separadores de superfície e unidades de compressão. A técnica UBD normalmente é utilizada juntamente com perfuração através de flexi-tubo (coiled tubing) para evitar-se conexões (de elementos da coluna de perfuração a ser descida) durante a perfuração. A ausência de paradas para a realização de trabalhos de conexão, além de aumentar a produtividade da perfuração (através da redução do tempo de sonda), torna-se essencial na perfuração UBD. Durante uma conexão, com a parada das bombas de lama, as componentes de perda de carga (originadas no escoamento do fluido de perfuração pelo interior da coluna de perfuração e o seu retorno pelo espaço anular entre a coluna e o revestimento ou poço juntamente com os fluidos produzidos) são eliminadas, o que provoca grandes variações nas pressões no fundo do poço, podendo comprometer o sucesso da perfuração. A técnica UBD pode resultar em ganhos substanciais, porém a integração entre as equipes de Engenharia envolvidas (estudos de Capítulo 3. Técnicas de perfuração 71 reservatório, projeto de perfuração, execução e logística) a fim de que a perfuração seja tratada como um processo (e não como etapas isoladas a serem implementadas) aumenta as chances de sucesso, garantindo os resultados previstos no EVTE (Estudo de Viabilidade Técnica e Econômica). O sucesso na aplicação da técnica UBD está intimamente associado aos fatores diferenciadores e novas exigências tecnológicas relativas a esta. O controle de pressão cauteloso, o desempenho e a natureza dos fluidos injetados, controle e tratamento de fluidos produzidos durante a perfuração, diferentes equipamentos usados em superfície e no fundo, novos procedimentos operacionais, segurança e treinamento, podem representar dificuldades a sua aceitação entre os profissionais de perfuração. Os tipos de reservatórios especialmente beneficiados com essa técnica são: • Formações calcáreas fraturadas – na medida que estas apresentam maior tendência para a ocorrência de perda de circulação; • Reservatórios maduros e depletados – com a redução / eliminação dos danos à formação, as vazões de produção serão maiores; • Arenitos com argilosidade elevada – pelo motivo citado acima, especificamente, no que se refere ao inchamento das argilas e bloqueio dos poros. Antes de qualquer projeto de perfuração, deve-se analisar uma série de características das formações e os problemas associados a estas, de forma a se escolher adequadamente o modo de perfuração a ser utilizado. Dentre as características a serem analisadas, destacam-se: • Pressão de formação – reservatórios com pressão de poros alta são candidatos em potencial à ocorrência de kicks e blowouts (erupções). Nestes casos, a perfuração sobrebalanceada (overbalanced drilling) é recomendada. Baixas pressões de poros 72 Alta Competência (reservatórios depletados) são candidatas a danos de formação, perda de circulação e até mesmo redução da taxa de penetração. Nestas circunstâncias, é recomendado o uso de perfuração balanceada (nearbalanced drilling); • Permeabilidade da formação – altas permeabilidades podem causar perda de circulação, porém, podem também resultar num alto índice de produtividade (IP), assim, a perfuração balanceada pode ser a melhor solução. Formações com baixa permeabilidade têm baixos índices de produtividade. Além disto, a possibilidade de ocorrência de danos à formação aumenta. Neste caso, o modo mais recomendado é o da perfuração sub-balanceada; • Consolidação da formação – reservatórios consolidados têm baixa taxa de penetração, fazendo com que a perfuração sub- balanceada seja a melhor opção. Reservatórios inconsolidados são candidatos em potencial ao colapso do poço, mas também a danos à formação. Assim, a perfuração balanceada apresenta-se como a melhor alternativa; • Presença de argilas incháveis – neste tipo de formação, a escolha da salinidade do fluido de perfuração pode ser a solução mais simples. A perfuração sub-balanceada pode também ser escolhida como alternativa; • Reservatórios naturalmente fraturados – têm alta probabilidade de ocorrência de perda de circulação e danos, fazendo com que o modo sub-balanceado seja o mais adequado; • Reservatórios com presença de gás – são candidatos em potencial à ocorrência de kicks e de blowouts, assim, a perfuração sobrebalanceada é a recomendada; • Presença de H2S – pode causar corrosão e blowouts. A perfuração sobrebalanceada é a mais recomendada; • Poço de injeção – danos à formação podem reduzir em muito o índice de injetividade. A perfuração balanceada pode ser uma boa solução; Capítulo 3. Técnicas de perfuração 73 • Incompatibilidade de fluidos – pode haver várias incompatibilidades entre a formação (e os fluidos contidos nesta) e o fluido de perfuração. Tais incompatibilidades causam danos à formação. Se não for possível conhecer-se a natureza destas incompatibilidades antes de se perfurar, é recomendado que se perfure no modo sub-balanceado; • Perfuração de folhelho espesso – pode causar o colapso do poço. Perfuração sobrebalanceada deve ser escolhida; • Perfuração de domo espesso de sal – aumentam as possibilidades da ocorrência de invasão do sal na lama do poço. É recomendado que se use a perfuração sobrebalanceada; • Perfuração de formações muito duras – a perfuração sub- balanceada aumenta a taxa de penetração; • Perfuração de aquífero – se a pressão do aquífero for alta, a água do mesmo poderá diluir o fluido de perfuração. Neste caso a perfuração sobrebalanceada deve ser escolhida. No entanto, se a água do aquífero for usada para consumo, a melhor recomendação será a de não se perfurar nesta área. Se isto não for possível, a perfuração sub-balanceada será a solução; • Poço horizontal – são bons candidatos ao colapso. Assim, a perfuração sobrebalanceada deve ser a primeira opção. Entretanto, se houver um bom estudo de reservatório, conhecendo-se as direções principais das tensões tectônicas, pode-se optar pelo modo sub-balanceado no caso de completação a poço aberto, desde que estas direções principaisnão sejam ortogonais ao poço. A tabela a seguir apresenta um modo prático de se escolher a técnica de perfuração a ser utilizada. A soma dos pesos indica a potencialidade de cada modo de perfuração (OD para sobrebalanceada ou UD para sub-balanceada): 74 Alta Competência CARACTERÍSTICA OD UD Alta pressão de formação 2 0 Baixa pressão / reservatório depletado 0 2 Formação com alta permeabilidade 1 2 Formação com baixa permeabilidade 0 2 Reservatório consolidado 0 2 Reservatório inconsolidado 1 1 Arenito sujo (alto teor de argila ou intercalações de folhelho) 1 2 Reservatório fraturado 0 2 Reservatório de gás 1 0 Presença de H2S 1 0 Poço injetor 0 1 Incompatibilidade de fluidos 1 2 Espessa seção de folhelho no reservatório 2 1 Domo espesso de sal no reservatório 1 0 Rochas duras ao longo do reservatório 0 2 Aquífero para consumo 0 2 Aquífero com alta pressão 1 0 Poço horizontal com tensões tectônicas laterais 2 0 Poço horizontal com tensões tectônicas longitudinais 0 1 3.2.1. Vantagens e limitações Como mencionado anteriormente, a técnica UBD pode melhorar consideravelmente a produtividade e, consequentemente, a economicidade de poços em reservatórios maduros (depletados), com problemas de perda de circulação, sensíveis a fluidos e em formações com baixa permeabilidade. Também é vantajosa na perfuração de formações muito duras, aumentando a taxa de penetração e vida útil das brocas, bem como aliviando a pressão diferencial, o que reduz consideravelmente os riscos de prisão (da coluna) por diferencial de pressão. Capítulo 3. Técnicas de perfuração 75 As vantagens da técnica UBD são descritas a seguir. a) Aumento da vazão de produção O índice de produtividade real de um poço (relação entre a vazão de produção e o diferencial de pressão a frente dos canhoneados) é calculado como segue: Onde: Q = Vazão de produção; Pe= Pressão estática do reservatório; Pwf= Pressão de fluxo a frente dos canhoneados; ΔPS= Diferença de pressão causada pelo dano à formação. Com a redução do dano causado pela infiltração do fluido de perfuração na formação, observa-se um aumento na vazão de produção (para uma mesma pressão de fluxo). A figura a seguir ilustra a sensibilidade da vazão de produção em função do fator de dano (quanto maior o “s”, ou fator de dano, maior o ΔPS): 76 Alta Competência Fatores de dano : 0 / 2 / 10 / 30 Exemplo do efeito do fator de dano na produtividade Pr o d u çã o , b b l/d ia V al o r ac u m u la d o d e p ro d u çã o , $ m ilh õ es 8.000 7.000 6.000 5.000 4.000 3.000 2.000 1.000 250 200 150 100 50 0 Tempo, anos Tempo, anos 0 0 5 10 15 20 0 5 10 15 20 b) Aumento do fator de recuperação O limite a ser praticado para a pressão de fluxo no fundo do poço é condicionado a fatores técnicos (capacidade de vazão e pressão de uma bomba centrífuga submersa, por exemplo) e econômicos (custos operacionais, preço do barril de petróleo etc). Com a eliminação dos danos à formação, mantido um determinado limite para a pressão de fluxo no fundo, a diferença efetiva de pressão sobre a formação (denominador da equação para cálculo do IP) no fim da vida produtiva de um poço sem dano será maior. Isso causa uma produção acumulada maior por ocasião do fechamento do poço, aumentando assim o fator de recuperação de um determinado reservatório de petróleo. c) Menores custos de estimulação Operações de estimulação (acidificação, fraturamento hidráulico etc) são realizadas objetivando o aumento do índice de produtividade do poço. Com a eliminação dos danos à formação, os serviços de estimulação podem ser postergados ao longo da vida produtiva Capítulo 3. Técnicas de perfuração 77 do poço. Além disto, a probabilidade de sucesso aumenta já que a complexidade do tratamento é reduzida (por exemplo, não há grandes riscos quanto à adequação do fluido do tratamento aos fluidos e partículas sólidas da zona de filtrado, pois ela praticamente não existe). d) Identificação imediata de hidrocarbonetos Durante a perfuração UBD, é possível a realização de testes com os fluidos produzidos, o que é uma grande vantagem em termos das estratégias de tomadas de decisão durante a perfuração. e) Aumento da taxa de penetração Na perfuração convencional, quanto maior o overbalance (diferença entre a pressão hidrostática no fundo do poço e a pressão de poros da formação), maior será a força que tende a manter o cascalho retido no fundo. No caso de brocas tricônicas, isso significa retrabalho devido à ineficiência na limpeza dos cascalhos. No caso de brocas integrais, esta força também aumenta a resistência da rocha, reduzindo a taxa de penetração. Na perfuração UBD, essa força tem sentido contrário (da formação para o poço), o que aumenta a taxa de perfuração. f) Reduz perdas de circulação A perda de circulação é a perda de fluido de perfuração para vazios ou fraturas abertas nas formações. Ela pode ser parcial ou total. Como a tendência é de que não haja invasão do fluido do poço na formação, não ocorrerá perda de circulação (exceto em caso de erros operacionais ou imprevistos, como avaliação incorreta de formações a serem perfuradas etc). Os prejuízos que isso causa (aumento do consumo de fluidos de perfuração e perda de produtividade operacional devido aos maiores tempos de sonda parada), indicam ganhos possíveis com a técnica UBD. g) Redução no torque, drag e prisão por diferencial de pressão A invasão de fluidos de perfuração (filtrado) em formações com folhelhos hidratáveis pode causar o inchamento excessivo das argilas Bárbara Destacar 78 Alta Competência da formação, aumentando o torque e o drag sobre a coluna de perfuração e até mesmo provocar a prisão da coluna. Quanto maior o filtrado, maior será a espessura da camada de reboco, o que aumenta a tendência de prisão por diferencial de pressão. Devido a todos estes fatos, um diferencial de pressão da formação para o poço eliminaria estes inconvenientes. h) Aumento da vida útil da broca Com a redução do retrabalho dos cascalhos devido à eficiência na limpeza dos mesmos e a maior facilidade em se quebrar as rochas perfuradas durante a perfuração sub-balanceada, é de se esperar que a perfuração UBD provoque menor desgaste (no caso de brocas tricônicas) ou aumente a vida útil (no caso das brocas integrais, que normalmente falham por fadiga na fixação dos seus elementos cortantes). À medida que as tensões durante a perfuração são reduzidas, o número de ciclos para falha por fadiga aumenta. A seguir, serão listadas as principais limitações da técnica UBD. Inexperiência com fluidos aerados As equipes de perfuração não estão familiarizadas com este tipo de fluido. Um bom treinamento é um fator essencial para o sucesso da técnica. Economia Os custos relativos aos equipamentos e fluidos empregados são bem maiores do que na perfuração convencional. c) Estabilidade do poço Algumas formações podem apresentar sensibilidade a condições de sub-balanceamento, podendo resultar em colapso do poço e perda do mesmo (até mesmo prisão e abandono da coluna de perfuração). Bárbara Destacar Capítulo 3. Técnicas de perfuração 79 d) Inexperiência do pessoal operacional A técnica UBD exige muita cautela na execução da perfuração e tomadas de decisão em tempo real. A falta de conhecimento das equipes envolvidas na execução de um projeto de perfuração sub- balanceada pode comprometer o sucesso do mesmo. 3.2.2. Métodos de perfuração sub-balanceada A seguir serão descritos alguns métodos de perfuração sub-balanceada. a) De acordo com o tipo de sonda Os métodos de perfuração podem ser realizados através de: • Sondas equipadas com tubos de perfuração; • Sondas equipadas com flexi-tubo. Na perfuração sub-balanceada com flexi-tubo, são possíveis operações contínuas sem as interrupções necessárias para a conexão de novos tubos de perfuração. Prevenindo, desta forma, os picos de pressão causadospelas constantes operações de ligar e desligar as bombas de lama. A circulação constante mantém a massa específica equivalente de circulação (ECD) próxima a um valor constante e resulta em uma pressão no fundo do poço mais uniforme. O contínuo movimento do fluido no fundo do poço minimiza a separação por gravidade do influxo de óleo da formação do fluido de perfuração base água e dos cascalhos mais pesados. Assim, o influxo de fluidos do reservatório se dá de maneira mais estabilizada. Outra característica da perfuração com flexi-tubo é a possibilidade de uma transmissão contínua de dados do fundo do poço, que é possível através de um cabo condutor que corre internamente ao flexi-tubo. Isso evita o problema comum em perfuração com fluidos aerados, que é a transmissão de dados por pulsos de pressão através de um fluido compressível. 80 Alta Competência A perfuração convencional com tubos de perfuração (drill pipes) continuará a ser usada na maioria dos serviços de perfuração sub- balanceada, pois a perfuração com flexi-tubo é quase sempre mais cara, porém espera-se que o flexi-tubo aumente sua participação no mercado. b) De acordo com o equipamento de superfície Dividem-se em: • Perfuração em terra ou plataforma fixa; • Perfuração com unidades flutuantes. Operações no mar geralmente podem acomodar muito menos equipamentos suplementares de superfície, comparativamente às operações em terra. O equipamento usado em operações de perfuração sub-balanceada em terra pode não ser adaptável para operações no mar. Geralmente, os principais componentes necessários para perfuração no mar incluem um BOP rotativo (preventor de erupções), um choke manifold adaptado, uma unidade de processamento de fluidos do poço, uma unidade de injeção de nitrogênio e equipamentos de monitoração. Componentes de logística, associados a certas locações, podem frequentemente influenciar o sistema de fluido a ser selecionado. As seguintes áreas necessitam de tratamentos diferenciados, quando se perfura com fluidos leves, em terra ou com plataformas fixas comparativamente à perfuração com unidades flutuantes: • Projeto do riser; • Projeto da coluna de perfuração; • Projeto da cabeça do poço e do revestimento; • Separadores; Capítulo 3. Técnicas de perfuração 81 • Sistema de direcionamento da broca; • Unidade de injeção de gás. De acordo com o sistema de injeção do gás Podem ser: • Através da coluna de perfuração; • Através de coluna parasita. Na maioria dos casos, o gás é injetado pela coluna de perfuração juntamente com a fase líquida. Existem algumas vantagens deste tipo de injeção, em comparação com o da coluna parasita: (1) menores massas específicas equivalentes de circulação (ECD) podem ser conseguidas, uma vez que o fluido aerado ocupa todo o comprimento do anular do poço; (2) a vazão de gás é adicionada à de líquido de forma a cumprir todos as necessidades de fluxo através do motor de fundo; e (3) a instalação e a implementação do sistema são muito mais simples. Todavia, este tipo de injeção apresenta algumas desvantagens: (1) não permite injeção contínua de gás durante as operações de conexão e movimentação da coluna; e (2) equipamentos de MWD- LWD (medição e registro durante a perfuração) não podem enviar sinais à superfície através de pulsos de pressão pelo fluido aerado dentro da coluna de perfuração. 82 Alta Competência Injeção através de coluna parasita n.º1 Injeção através da coluna de perfuração n.º2 Dependendo do cenário, é mais conveniente o uso de coluna parasita para a injeção de gás, especialmente quando: (1) sistemas de MWD e direcionamento são necessários e os equipamentos eletromagnéticos disponíveis não funcionam corretamente; (2) as instalações de produção já estão montadas e as colunas de produção já estão equipadas com válvulas de gas-lift. Em outras circunstâncias, não há geralmente custo efetivo no uso deste tipo de injeção, desde que: (1) a instalação da coluna parasita consuma muito tempo e por isso tenha um custo proibitivo; (2) a coluna parasita pode causar problemas operacionais, como vazamentos, quebra na linha, entupimento etc. Estes são os principais tipos de colunas parasitas: • Linha de injeção separada Uma linha de injeção lateral, conectada ao revestimento a uma certa profundidade, é descida com o revestimento para promover uma via de injeção de gás no ponto de conexão. A profundidade de injeção é baseada na ECD requerida no fundo do poço e na capacidade dos equipamentos de superfície. • Coluna de revestimento paralela Capítulo 3. Técnicas de perfuração 83 Esta é uma opção que deve ser considerada especialmente na reentrada em poços, onde um liner é assentado a uma certa profundidade. Um tie-back liner é descido no poço e o gás é injetado entre o liner e o revestimento pré existente. • Coluna de perfuração dupla Esta opção, que não é usual, permite a injeção do gás através do anular entre as paredes da coluna de perfuração dupla. A grande vantagem na utilização da injeção através de coluna parasita é a possibilidade de se enviar os sinais da ferramenta de monitoração do fundo em tempo real (MWD – Measure While Drilling) pelo interior da coluna de perfuração. Estes sinais são transmitidos por pulsos de pressão e o fluido no interior da coluna não pode ser aerado para não amortecer estes sinais. Uma desvantagem da injeção através de coluna parasita é que nem todo o anular fica com fluido aerado, fazendo com que a pressão hidrostática neste caso seja um pouco maior. 3.2.3. Equipamentos do sistema sub-balanceado 3.2.3.1. Compressores Compressores são utilizados em operações de perfuração sub- balanceada como uma alternativa ao bombeio de nitrogênio líquido. Os gases de uso mais frequente são: ar, metano, dióxido de carbono e o nitrogênio gerado por membrana. Suas propriedades são bem diferentes, uma vez escolhido o gás, o desempenho do compressor será afetado significativamente. A composição do gás natural tem grande variação a depender do reservatório de gás e as propriedades do gás são funções de sua composição. 84 Alta Competência a) Tipos de compressores Os compressores podem ser divididos em 2 grupos principais: deslocamento positivo e turbo máquinas (fluxo contínuo). Nos compressores de deslocamento positivo, a pressão do gás aumenta com a redução do seu volume; nos turbo compressores, o gás é acelerado e a pressão aumenta posteriormente com a redução da área de fluxo. Os compressores de deslocamento positivo são os mais utilizados nas operações em campos de petróleo, devido às altas pressões normalmente requeridas para essas aplicações. Eles podem ser divididos em 2 grupos: alternativos (pistão) e rotativos. Para compressão primária (pressão moderada e maior vazão) em poços rasos, os compressores rotativos são utilizados por terem custos menores. Para poços profundos ou como boosters, compressores alternativos são utilizados quando altas pressões são necessárias. Para razão de compressão alta (pressão absoluta da descarga dividida pela da admissão) são utilizados compressores de múltiplos estágios com resfriamento intermediário do gás (intercoolers), para evitar altas temperaturas na admissão do próximo estágio, o que reduziria a eficiência do compressor. A máxima razão de compressão foi estabelecida em 3,5 para cada estágio em compressores alternativos. 3.2.3.2. Unidade criogênica Em perfuração com ar/gás, o uso de um gás diferente do ar é requisitado quando a injeção de oxigênio no poço pode resultar numa corrosão severa dos revestimentos e da coluna de perfuração, e/ou aumentar o potencial de fogo ou explosão no fundo do poço. Ambos os problemas resultam do influxo do fluido da formação para o poço. Caso o oxigênio esteja presente, o influxo de água pode acentuar o problema da corrosão e fogo, ou explosões pode resultar do influxo de hidrocarbonetos. Geralmente, com o aumento da profundidade do poço, ele torna-
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