Aulas_Completação

Esta é uma pré-visualização de arquivo. Entre para ver o arquivo original

Aulas/1 - Completa��o e Estimula��o de Po�os.pdf
PUC-Rio
Completação e Estimulação de Poços
Marcos Antonio Rosolen
2009
Objetivos do Curso
� Desenvolvimento das competências necessárias para o 
projeto, instalação, operação e monitoramento de um 
sistema de produção moderno. 
� Cada componente do sistema de produção será considerada 
a partir do fluxo no reservatório, completação e 
estimulação da formação, ferramentas de completação, 
projeto e especificação das colunas, métodos de elevação 
artificial, projeto de facilidades de superfície e operação 
da produção. As técnicas de análise de sistemas serão 
aplicadas para modelar o desempenho do sistema de 
produção completo e otimizar o desempenho de cada 
componente individual. 
� De especial interesse serão a completação inteligente de 
poços, fraturamento hidráulico, acidificação, métodos de 
elevação artificial novos ou recentemente desenvolvidos. 
Tópicos
E-H-EE: PPS
ÓLEO bR pp >
gSPSP γ,R
APIo
gSTST γ,R
SEPARADOR TANQUE
SPSP T,p
STST T,p
RT
Sistema Poço-Reservatório
� Fase: 
� Óleo sub-saturado
� Bifásico (saturado)
� gás
� Área de drenagem (tamanho e forma)
� Circular, retangular, outras
� Limite externo
� Infinito, sem fluxo, pressão constante (influxo de água)
� Locação do poço
� Centralizado, outra geometria
� Orientação e raio do poço, e completação:
� Vertical, horizontal, slanted, projetado, multi-
ramificado, multi-lateral
Vw VHC
Vw VHC
Bo = Boi
Bo = Bop
pc
V
V
i
∆=∆
@ Inicial
@ Bubble p.
Volumetria do Reservatório
(caso base)
Bw = Bwi
Bw = Bwp
ct
Poço Horizontal Vs. Vertical
� Reservatório Espesso: Razão de 
Permeabilidade Horizontal/Vertical 
(Anisotropia) é Crucial
� Reservatório Delgado: O índice de 
Anisotropia não é Importante 
(Favorece Poços Horizontais)
Principais Preocupações:
� Segurança -
� pessoal, meio-ambiente, poço
� Preservação do Reservatório
� Facilidade de Reentrada no Poço
� Operação mais econômica
Segurança
� Garantir duas barreiras de segurança
� BOP e Fluido de Completação
� Acompanhar destino de todos materiais e 
fluidos utilizados ou produzidos pelo poço
� Verificar se equipamentos a serem 
descidos podem ser “pescados”, se 
necessário
� Elaborar planos de contingência
� Avaliar o potencial corrosivo dos fluidos
Fluidos de Completação
� Durante uma operação com 
sonda, a principal função do 
fluido é permitir que se trabalhe 
com o poço aberto na superfície.
� Somente é possível quando não 
há fluxo da formação para o 
interior do poço
� A pressão hidrostática do fluido 
precisa ser maior ou igual à da 
formação
Ph
Segurança � Phidrostática do fluido
� P hidrostática = Pest + Povb = 0.1705*ρ*D
P em psi; ρ em lb/gal; D em m
� Overbalance
� CUIDADO!!!
� Poços completados em múltiplas zonas
� Zonas de gás com long trecho canhoneado
300 psi200 psi
GásÓleo
Cuidados 1: Reservatórios múltiplos
D 
[m]
P [psi]
Gradiente de pressão original
Zona A – permeabiliddade média
Zona B – Alta permeabiliddade –
depleta-se mais rápido
Zona C – menor 
permeabiliddade –
depleta-se devagar
Cuidados 2:Reservatório de gás espessos
D 
[m]
P [psi]
Gradiente de pressão nornal
Gradiente de pressão na zona 
de gás
Preservação do Reservatório
� Interação Rocha-Fluido - absorção de fluidos
pelo reservatório é o maior responsável por
danos de permeabilidade
� Inchamento de argilas (reação do fluido com as 
argilas)
� Troca de molhabilidade da rocha
� Emulsões
� Mudança de saturação
� Plugueamento de poros com partículas sólidas
Facilitar a Reentrada no Poço
� Incluir no projeto da coluna de completação
ferramentas com este fim
� Nipples de assentamento de ferramentas de arame
(plugues, válvulas de retenção)
� Ferramentas de desconexão da coluna
� Compatibilizar diâmetros internos dos elementos
da Coluna com os das ferramentas de arame - não
esquecer os eq. superfície
Operação mais econômica
� O projeto mais barato não é necessáriamente o mais
econômico;
� Levar em conta a vazão de produção e custos
operacionais futuros, incluindo os de intervenções; 
� Na busca da solução de qualquer problema, ter ciência
da progressão de custos:
OP. Arame < Flexitubos << Sonda
� Escolher o recurso que solucione o problema de forma 
mais econômica
COMPLETAÇÃO
Completacao da Zona Produtora
Parte Superior da Coluna de Producao
Equipamentos de Superficie
Fluxograma do Processo de Construção
do Poço
RESERVATÓRIOS 
encomenda o poço
Projeto de 
COMPLETAÇÃO
Projeto de 
PERFURAÇÃO
Execução da
Perfuração
COMPLETAÇÃO
Engenheiro de Reservatório
� Define o objetivo do poço e locação
� Informa perfil litológico e profundidades
� Informa quantas zonas serão aproveitadas
� Estima perfil de produção de O/G/A x t
� Sugere mecanismo de elevação artificial
� Participa das decisões no projeto do poço
Engenheiros de Perfuração e Completação
� Completação - define revest. Produção necessário
e acompanha projeto de perfuração verificando
compatibilidade
� Perfuração - Proj. direcional, revestimentos, 
cimentação, cabeças de revest.
� Perf. e Compl. Preparam projeto básico do poço
para discussão com Reservatórios
� Proj. Perfuração autorizado e dá-se o início das 
operações de perfuração
Execução da Perfuração
� Durante a perfuração do poço, eventos
inesperados podem ter exigido alterações
no projeto de perf. original 
� Completação - Acompanha o andamento
das operações de perfuração, interfere 
eventualmente na seleção de ações
contingenciais e altera o projeto de 
completação conforme as necessidades
Completação
� Recebe o poço e inicia o programa de 
condicionamento do revestimento e demais
operações básicas e especiais
� Instala coluna de completação
� Instala equipamentos de superfície ou de cabeça
do poço
� Induz surgência e entrega o poço para a produção
OperaOperaççõesões bbáásicassicas
� Condicionamento do revestimento
� Fluido de completação
� Avaliação da cimentação
� Canhoneio
� Compressão de cimento
� Indução de surgência
� Amortecimento de poços
� Abandono de zonas
Projeto de Completação
� Poço: objetivo e ambiente (on-/off-shore)
� Poços exploratórios
� Desenvolvimento (produção, injeção, monitoramento)
� Reservatório
� Fluidos
� Pressão e suas variações
� Interfaces entre fluidos e suas variações
� Número de estratos (camadas) 
� Características das rochas
� Tipo de produção, perfil do poço, isolamento de zonas 
� Segurança
� Poço em fluxo e elevação artificial
� Condições operacionais 
� Estimulação, Medição, Manutenção, outras 
intervenções
Tipos básicos de completação
� Poço aberto (somente na zona produtora)
� Poço aberto com liner
� Revestido, canhoneado
� Revestido, canhoneado com tubulação de produção
� Geral: Frac, Gravel pack, Acidificação
Tubing: funções básicas
� Manter a estabilidade da parede do poço
� Possibilitar a produção seletiva de fluido ou 
formação (se necessário)
� Mínima restrição ao caminho de fluxo
� Garantir a segurança do poço
� Permitir o ajuste da vazão de produção
� Facilitar reentradas posteriores no poço 
(medição, manutenção, etc.) inclusive workover
Atividades típicas
� Bombeio de fluido de completação no poço 
� Corridas de perfis
� Correção de cimentação
� Canhoneio
� Teste de poço
� Tratamento da zona produtora
� Instalação de equipamentos (packer, equipamentos de fundo, 
tubing, cabeça de poço) + equipamento de elevação artificial
� Colocação do poço em produção e verificando produtividade
� Operações posteriores: medição, manutenção, workover e 
abandono
� Monitoramento do comportamento do poço
Classificação de Completações
A: conexão formação-poço
� Poço aberto
� Poço aberto
� Liner rasgado
� Poço revestido
� Revestimento cimentado
� Liner cimentado
Classificação de Completações 
B: Tipo de coluna de produção
� Única zona
� Com tubing e packer
� Com tubing sem packer
� Múltiplas zonas
� Coluna dupla, dois packers de produção 
� Completação tubing-anular com um packer
� Completação seletiva alternativa com possibilidade de 
controle de circulação 
� Sem coluna (Tubingless) 
� Revestimento cimentado
� Vários revestimentos de produção cimentados
Exemplos de Completação
Completação 
revestida com 
intervalos 
canhoneados e 
coluna de 
produção 
(tubing)
TubingTubing
RevestimentoRevestimento
de produde produççãoão
((casingcasing))
PackerPacker
E et al: PWC
Gravel-pack
em poço 
revestido
Gravel-Pack
convencional 
Gravel-Pack
convencional 
Gravel-Pack
c/ 
alargamento
Gravel-Pack
c/ 
alargamento
GravelGravel
TelaTela
GravelGravel
E et al: PWC
Completação dupla
AAA BBB
9 5/8-in. 9 5/8-in. 
CasingRevestimento
2 7/8-in. 2 7/8-in.
TubingTubing
liner
tubing
revestimento
packer
E et al: PWC
Isolamento 
Limitado/
Acesso 
Multilateral -
Completação
Nível 1 
(Produção 
seletiva)
Packer de produção duplo
Tubing
Válvula de acesso
Packer
Braço 
horizontal 
poço 
aberto
E et al: PWC
Completação de poços horizontais, 
desviados, multi-laterais
� Porque Horizontal:
� Maior produtividade (maior área exposta)
� Menor drawdown
� Menor possibilidade de cone de água/gás
� Produção de prospectos anteriormente 
desconsiderados
Poço Multilateral objetivando Unidades 
Geológicas de Fluxo Descontínuas
Poço Multilateral objetivando Unidades 
Geológicas de Fluxo Descontínuas
Múltiplos 
Laterais
conforme aplicado 
em Austin Chalk
“interceptar 
microfraturas
verticais”
Segmentos de Poço Horizontal em 
Reservatórios Compartimentados
Poço Multilateral Aberto
Poço-base, 
revestido e 
cimentado
Alvo
Alvo
Perfurando Multilateral Aberto
Dyna Drill
Alvo
Alvo
Descendo 
Whipstock e Packer -
Orientando 
e Assentando Packer
Rev. 9 5/8-in. 
Nipple de Orientação
Starter Mill
Shear Stud
Millable Hose
Composite Core
Soft-Centered
Hollow Whipstock
Latch de Ancoramento
Packer Multilateral 
Nipple de Orientação
Abrindo 
janela no 
revestimento Watermelon Mill
Window 
Mill
Broca de set de 
direcional usado 
para a 
perfuração do 
lateral 
9 5/8-in. Casing9 5/8-in. Casing
Soft-Centered 
Whipstock
Lateral aberto de 8 1/2-in. 
MWD
Motor
Bit
Completação de 
Isolamento 
Limitado/
Acesso Multilateral Camisa de Acesso 
Produção conjunta
Completação de 
Isolamento 
Limitado/
Acesso 
Multilateral
Packer duplo 
de produção
Camisa de 
Acesso 
Horizontal Aberto
Packer
Produção isolada
Conjunto de Lavagem 
de Telas descido em 
Poço Aberto
9 5/8-in. Rev.
Liner Hangers
Laterais centralizados
Liner Joint
Centralizada
8 1/2-in. Poçp Aberto
7-in. Rev.
Packer de
produção
Drillpipe
3 1/2-in. Dual
Prepack Screen
6-in. Poço Aberto
Sapata com
Sub de Vedação
Seal
Assembly
Flapper expansível
Washpipe
Running Tool
Completação
Multilateral 
Avançada
4 1/2-in. Tubing
Poço abero
6 1/8-in. Poço abero6 1/8-in. 
Rev. perfurado
4 1/2-in. Rev. perfurado4 1/2-in. 
Packers recuperáveis
Nipple de orientação
Packer Multilateral 
Latch de orientação
Whipstock
Conjunto de 
Alojamento da 
janela
Topo 7-in. Liner
13 3/8-in. Rev
Produção conjunta
Completação
Multilateral 
Avançada
9 5/8-in. Rev.
Packer duplo
Durasleeve
7-in. Liner Lateral 
Camisa de Acesso – Coluna Longa
Poço 8 1/2-in. 
Whipstock
e Ratch Latch de orientação
Packer Multilateral 
Nipple de orientação
com trava
PBR e 
conjunto de assentamentoGuia de 
re-entrada
Swivel
Produção
isolada
Acesso de Re-
entrada 
para Ferramenta 
Full-Gauge
9 5/8-in. Rev.
Centralized Steel
Window Joints
Retrievable Diverter
Window Bushing
8 1/2-in. Poço Aberto
7-in. Rev.
Full-Gauge
7-in. Service Tool
Completação Submarina com Trecho 
Slender e Gravel Pack Horizontal
Poços 
isolados
e Slender
Afastamento total 
range:
900 a 1250 m
10 juntas 
Revestimento 95/8” em 
CR 13
Permitindo desvio
Gravel pack
horizontal com 
extensão de 500 m
“One trip”
Coluna produção 51/2”
CR 13 – área norte
Aço carbono – área sul
2 poços com COP 6 5/8”
ANM:
Horizontais e
convencionais
MÓDULO 1 – FASE 
2
Método de elevação: Gás Lift
PDG
Completação Inteligente 
� Sensores
� Habilidade de abrir/fechar
� Principal aplicação atual: controle de cone 
(crista) de água
Completação Multilateral para separação 
de fundo e descarte de água
E et al: PWC
Aspectos Ambientais da Produção de 
Petróleo 
Engenharia + Regulação + Ética
� Um poço é seguro “se, enquanto 
razoavelmente executável, não puder 
haver escape inesperado de fluidos do 
poço"
� “o perigo à saúde e segurança das 
pessoas" deve ser mantido tão baixo 
quanto razoavelmente possível
Qual seria o maior desastre ambiental 
em um ano “normal”?
� Vazamento de óleo em um acidente?
� Blowout?
� Contaminação da água por falha no isolamento entre 
zonas?
� Vazamento de instalações de superfície (e.g. H2S)
� NORMAS?
� Químicos (acidificação, fluidos de frac, fluidos de 
completação/perfuração, etc.)?
� Descarte de água produzida?
PWC: capítulos relacionados
� Designing Well Completions for the Life of 
the Field
� Horizontal, Multilateral, and Multibranch
Wells in Petroleum Production Engineering
� Apostila do prof. Flávio sobre Completação
Aulas/2 - Tubula��es e equipamentos.pdf
Dimensionamento de 
tubulações
Principais passos
� Determinar o diâmetro nominal do tubo 
(capacidade, corrosão)
� Grau (corrosão, carga)
� Peso nominal (carga)
� Tipo de conexão
Perrin: WC S
Velocidade erosional do fluido 
(acima da qual a erosão ocorre)
� Ve velocidade erosional do fluido , ft/sec
� c constante empírica, cerca de 100/125
(ft/s)(lb/ft3)0.5
� ρm densidade mistura gás-líquido, lb/ft3
5.0
m
cVe
ρ
=
Isto determina o diâmetro mínimo 
Componentes de Tensão Axial, 
Tangencial e Radial 
Componentes de Tensão Axial, 
Tangencial e Radial 
σr 
σz
σθ
E at al.: WPC
Lei de Hook e Resistência de Materiais
� Módulo de Young: proporcionalidade entre tensão e 
deformação
� Tensão: força dividida pela área
� Deformação: medida de deslocamento (i.e. elongação)
� Limite de escoamento: tração que causa deformação 
anelástica. É a mais importante propriedade material dos 
materiais estruturais.
� Resistência final: tensão no rompimento
Graus API
� J-55 (verde, tensão corrosão)
� N-80 (vermelho)
� L-80 (vermelho e
marrom, para H2S)
� O número indica tensão de escoamento em 1000 psi
� N-80: tensão de escoamento de (mínimo) 80,000 psi
� O peso é dado em lbm/ft (ao menos dois pesos: duas 
espessuras de parede)
i.e. 2 3/8 in. 4.60 lb/ft, 5.80 lb/ft
Resistência Axial
� Max carga axial
� Yp = limite de escoamento (psi)
� d = diâmetro nominal interno (in)
� D = diâmetro nominal externo (in)
[ ] py YdDF 224 −=
pi
σr 
σz
σθ
E at al.: WPC
Tração Limite no Ar
(feet)
Safety factor
Grade 1.5 1.6 1.75
J-55 10,200 9,600 8,700
N-80, L-80 14,800 13,900 12,700
P-110 20,400 19,200 17,380
ft 900.13L
psi 000.80 in 59,2
ft
lbf3,9L1,6 :L paraResolver 
in 59,2]in) 992,2(in) 5,3[(
4
π]d[D
4
π
in 0,254 tparede espessura in; 3,5 OD lb/ft; 9,3 peso 1,6; segurança defator 
2
22222
=
×=××
=−×=−
=
Exemplo 3 ½ N-80 (9.3 lb/ft) fator de segurança: 1,6
[ ] py YdDF 224 −=
pi
Resistência à Ruptura
� Max pressão interna
� Yp = limite de escoamento (psi)
� t = espessura de parede do tubo (in)
� D = diâmetro nominal externo (in)






=
D
tY
p p
2
875,0
� Max pressão externa no tubo
� Colapso de Escoamento (D/t <15)
� Colapso Plástico
� Colapso de Transição
� Colapso Elástico (D/t >25)
Resistência ao Colapso
Resistência ao Colapso como função de D/tResistência ao Colapso como função de D/t
Razão D/t
no ID
Yp
Limite de Escoamento
Instabilidade Elástica Teórica
Comportamento Real do Colapso
Colapso de 
Escoamento
Colapso 
Plástico
Colapso de 
Transição Colapso Elástico 
15± 25±
σθ
( )
( ) 




−
= 2/
1/2
tD
tDYp p
Pressão Externa Equivalente 
de Tubo Submetido a Pressão 
Interna e Externa
Pressão Externa Equivalente 
de Tubo Submetido a Pressão 
Interna e Externa
ppII po p p = 0= 0 pe
iioe ptD
pp
tD
pp 





+∆=





−−=
/
2
/
21
Carga em colunas de tubos
� Cargas por pressão
� Cargas por pressão durante a cimentação, 
completação, produção e fluidos externos ao 
revestimento
� Cargas mecânicas
� Peso
� Choques durante manobras
� Expansão térmica
Movimentos do tubing
� Efeito balão
� Efeito da temperatura
� Sobrecarga durante manobras
� Cargas de choques
� Cargas de dobramentos
Poço Vertical: Efeitos de várias forças
Normal Balão Dobra
E at al.: WPC
Flexão da tubulaçãoFlexão da tubulação
� O carregamento compressivo axial resulta em 
instabilidade.
� O tubo verga em busca de uma nova 
configuração estável.
� A configuração encurvada causa o seguinte:
� Movimentação do tubing no packer
� Concentração de tensão no tubing
� Variação na tensão axial em tubings ancorados
� Forças de contacto entre tubing e revestimento
EC07F34
Tubing em forma 
de S
E at al.: WPC
EC07F35
Deformação 
Helicoidal ou em 
forma de Espiral
doTubing
Deformação 
Helicoidal ou em 
forma de Espiral
doTubing
E at al.: WPC
Packers
Packer de 
Produção
Packer de 
Produção
E at al.: WPC
Classificação de Packers
� Mecanismo de assentamento, selo, conexão 
tubing-packer
� 1) Packer permanente (perfurável)
� Removido por perfuração
� 2) Packer recuperável
� Assentamento hidráulico (pressurizando o tubing)
� Assentamento mecânico (compressão, tração, rotação da 
coluna, pode requerer wireline)
Força resultante no packer (1)
fluido no anular
8.6 lb/gal
óleo no tubing
6.9 lb/gal
“peso tubing (7000 lb)"
força 
pressão 
anular
força pressão 
tubing
Profundidade: 6000 ft
Água salgada no anular
Packer assentado com 
7000 lb “peso no tubing"
Injetado óleo com 1000 psi,
Pressão de superfície, no 
tubing (para deslocar ácido)
Questão: a injeção 
desassentará o packer?
Se a força net for para cima: 
o packer será desassentado!
Revestimento: (OD: 5 ½ in.) ID = 4.91 in.
Tubing OD: 2 3/8-in. (C-75, 4.7 lb/ft) ID = 1.99 in.
Menor área circular do revestimento: 18.8 in2
Maior área circular do tubing 2 3/8-in.: 4.4 in2
Menor área circular do tubing 2 3/8-in.: 3.1 in2
Força resultante no packer(2)
Menor área circular rev.: 18.8 in2
Maior área circular 2 3/8”: 4.4 in2
Menor área circular 2 3/8”: 3.1 in2
bhp anular : (6,000 ft)(0.45psi/ft) =
2,700 psi
bhp tubing: (6,000 ft)(0.36 psi/ft)+
1,000 psi =3,160 psi
(18.8-3.1 in2)(3,160 psi)=49,600 lb
(18.8-4.4 in2)(2,700 psi)=38,900 lb
49,600 lb -38,900 lb -7,000 lb = 3,700 lb
8.6 lb/gal
água salgada
6.9 lb/gal
óleo
7,000 lb tubing wt38,900 lb
força 
pressão 
anular wt
49,600 lb
força pressão 
tubing
A operação de injeção desassentará o packer!
Completação - hardware
� Revisão
� Cabeça de poço
� Válvulas de segurança
� Tubing
� Novo
� Dispositivos de controle de fluxo
AcoplamentoAcoplamento
Nipple de 
Assentamento
Nipple de 
Assentamento
AcoplamentoAcoplamento
AcoplamentoAcoplamento
Nipple de 
Assentamento
com Acoplamento
Nipple de 
Assentamento
com Acoplamento
E at al.: WPC
Blast JointBlast JointJoint
Blast JointBlast Joint
E at al.: WPC
No-GoNo-Go
Dogs de
trava
Dogs de
trava
SeloSelo
No-GoNo-Go
No-Go
Nipple de Assentamento
e Mandril de Travamento
No-Go
Nipple de Assentamento
e Mandril de Travamento
no-go de 
fundo
nipple de 
assentamento
E at al.: WPC
Camisa 
interna
Camisa Camisa 
internainterna
AbertaAberta FechadaFechada
Sliding
Sleeve
Sliding
Sleeve
E at al.: WPC
AcoplamentoAcoplamento
Nipple Seletivo Nipple Seletivo 
AcoplamentoAcoplamento
Nipple SeletivoNipple Seletivo
Sliding SleeveSliding Sleeve
PackerPacker
Pup JointPup Joint
No-Go NippleNo-Go Nipple
Sliding Sleeve
para Circulação
Sliding Sleeve
para Circulação
E at al.: WPC
AcoplamentoAcoplamento
Nipple SeletivoNipple Seletivo
AcoplamentoAcoplamento
Nipple PolidoNipple Polido
Sliding SleeveSliding Sleeve
Pup JointPup Joint
No-Go NippleNo-Go Nipple
Sliding SleeveSliding Sleeve
PackerPacker
Blast JointBlast Joint
Nipple PolidoNipple Polido
Sliding SleeveSliding Sleeve
Blast JointBlast Joint
PackerPacker
PackerPacker
Sliding Sleeve
para 
Completação 
Seletiva 
Multi-Zona
Sliding Sleeve
para 
Completação 
Seletiva 
Multi-Zona
E at al.: WPC
Travel JointTravel Joint
Travel JointTravel Joint
E at al.: WPC
ConeCone
CunhasCunhas
ElementoElemento
Packer de 
Produção 
Packer de 
Produção 
E at al.: WPC
Insert Valve CapabilityInsert Valve Capability
Single-Piece Piston
Flow Tube
Single-Piece Piston
Flow Tube
Flapper ValveFlapper Valve
SCSSVSCSSV
Também 
disponível 
com 
mecanismo 
de bola
E at al.: WPC
TSR
junta 
telescó
pica
Coluna com gravel pack
Coluna de 
produção
Sistema de 
cabeça de poço 
submarina
BOP
Árvore de Natal 
molhada – tipo 
guidelineless com 
um módulo de 
conexão vertical
Árvore de 
Natal 
Molhada -
tipo 
horizontal
Aulas/3 - Dano � Forma��o e �ndice de Produtividade.pdf
Mecanismos de Dano à 
Formação
Ref: 
PWCB 
Tubing Inflow Performance.doc
Mecanismos de Dano
z Obliteração dos Espaços Porosos
ƒ Mecanismos de Migração de Finos 
ƒ Precipitação Química
z Dano de Fluidos : Emulsões, 
Permeabilidade Relativa, Mudança de 
Molhabilidade
z Dano Mecânico (colapso)
z Dano Biológico 
Migração de Finos: Argilas
z Dispersão de Argilas
z Redução Súbita na Salinidade
ƒ Sensibilidade à Água
ƒ Presença de Cátions 
ƒ Redução da Sensibilidade à Água
ƒ Usar Solução 2% KCl
4NHKNa >>
Argilas que Incham
•Causam variação na permeabilidade
•A argila mais sensível é a smectita
•(aumento de volume de até 600 %) 
•Mecanismo de dano:
•Ocupam a garganta dos poros e então incham 
formando, virtualmente, uma barreira 
impermeável
Diagrama de Inchamento de Argila 
pelo Método de Difração de Raio-X
Conclusão: os íons bivalentes são muito mais efetivos na 
inibição do inchamento de argila que os monovalentes
Scales
•Compostos solúveis em água
•Precipitam em resposta à variação no pH ou 
outras condições.
•Scales mais comuns:
•Carbonato de Cálcio 
•Sulfato de Cálcio (gipsita)
•Sulfato de bário (pode ser radioativo)
•Outros: Sulfato de Estrôncio, Scales de 
Ferro e Cloro 
Depósitos Orgânicos (1)
•Parafina
•CH linear, mínimo 16 atomos de C
•Ativados por: perda de pressão, 
temperatura ou perdas das extremidades 
da cadeia molecular
•Ponto de névoa (Cloud point): temperatura 
na qual os cristais de parafina se formam
•Prevenção: manter temperatura acima do 
ponto de névoa 
Depósitos Orgânicos (2)
•Asfaltenos
•Compostos de anéis aromáticos ou naftênicos
condensados
•Forma: borra escura, como carvão ou em 
combinação com parafina
•Em suspensões coloidais, são estabilizadas por 
resinas maltênicas
•A estabilidade depende da razão asfaltênica
•A precipitação de asfalteno pode ser 
influenciada pela queda de pressão, 
cisalhamento, ácidos, CO2, etc.
Fontes de Dano
z Perfuração
z Completação
z Produção
z Injeção
Descrição da Filtração através da 
Superfície A (Fluxo em meio poroso 
e/ou formação de reboco)
z Conceito de coeficiente de filtração
z Volume integrado de filtrado:
z Largura nominal
z Profundidade de penetração
t
Cu f =
tACVf 2=
tCw 2=
2/1
2/1/
s
sm
s
m >
tC21φ=Δ
Penetração de Dano na Perfuração
z Conceito de coeficiente de filtração
z Volume integrado de filtrado :
z Volume de rocha invadido:
z Profundidade de penetração:
t
Cu f =
tChrV wf )2(2 π=
( )[ ]22 wwf rrhV −Δ+= πφ
Δ
0422 =−Δ+Δ φ
tCrr ww
del® -
�fi rw +�rw fi rw + 4 C�t�fi
www rt
Crr ++−=Δ φ4
wr
2/1
2/1
min
.min/.
min
. inin >
Penetração de Dano na Perfuração 
Distância: Exemplo de Cálculo
z Entrada:
z Resolver:
0
2.0
5054.544.522 =×××−Δ××+Δ
Δ = 56.4 inch
4.550
2.0
544.54.5 ++−=Δ
0.2 
in. 5.4 r
hr 50 t 
)hr/(in.in. 5
w
1/223
=
=
=
=
φ
C
Desempenho do Reservatório 
(IPR)
z Reservatório saturado
z (Reservatório de gás), (reservatório bifásico)
z Índice de Produtividade Intuitivo
z Transiente, permanente, pseudo permanente e 
fluxo dominado pela fronteira 
z Representações de IPR para óleo monofásico
z O conceito de skin na Engenharia de Produção
Definição: Reservatório Saturado de 
Óleo
z Pressão acima do Ponto de Bolha (Bubble
Point) no reservatório (mas não 
necessariamente no poço) 
z Modo de Produção (regime de fluxo)
ƒ Transiente (inicial, “comportamento infinito")
ƒ (Borda c/ Pressão Constante) Permanente
ƒ (Sem fluxo na borda)
Estado PseudoPseudo--permanente permanente 
Estado dominado pelo limite
Sistema Poço-reservatório,
Conceito Intuitivo de Índice de Produtividade
limite
re
wfaveei pp
qJ −= ,,
Vazão de Produção 
Drawdown (Força Motriz)
poço
Regimes de Fluxo
z Transiente 
z Estabilizado
Comportamento Transiente (Fluxo 
Infinito)
hr em t 
23.3log)(log6.162
)(
21010 ⎥⎦
⎤⎢⎣
⎡ −⎟⎟⎠
⎞
⎜⎜⎝
⎛+
−=
wt
wfi
rc
ktB
ppkh
q
φμμ
⎟⎟⎠
⎞
⎜⎜⎝
⎛ −
−≈
⎟⎟⎠
⎞
⎜⎜⎝
⎛−
−=
γφμμ
π
φμμ
π
22
4ln
)(4
4
)(4
wt
wfi
wt
wfi
rc
ktB
ppkh
rc
ktEiB
ppkh
q
...5772.0=γ
GammaEuler
⎥⎦
⎤⎢⎣
⎡ −⎟⎟⎠
⎞
⎜⎜⎝
⎛+
=
23.3log)(log6.162 21010
wtrc
ktB
khJ
φμμ
tD,rw
IPR Transiente 1.0<= tAc
kt
t
DA φμ
E at al.: PPS
Estabilizado 
z Estado permanente (pressão externa 
constante) 
z Estado pseudo-permanente (sem fluxo 
externo, vazão de produção constante)
z Dominado pelo limite (sem fluxo externo, 
pressão de fluxo constante no poço) 
Estado Pseudo-permanente
Sem fluxo na borda
Vazão de produção constante,
O tempo de produção é suficiente 
para estabilizar a forma da 
distribuição de pressão 
wfave pp
qJ −= )(
Estimativa do Tempo para Atingir 
o Estado Pseudo-permanente
)day 35( 43.838)1.0(
)8.2)((
)10 356.4)(10 29.1)(7.1)(19.0(
hr
t
md 8.2
)ft10 356.4( acres 100 A
1/psi 10 29.1
cp 7.1
19.0
65-
pss
26
5-
=××=
=
×=
×=
=
=
0.000264
k
ct
μ
φ
000264.0
)
m
mD10 01325.1(
)
hr
sec3600)(
m
ft7639.10)(
psi
Pa754.6894)(
sPa
cP1000(
2
15
2
2
⇒
×
⋅
)1.0(
1.0
k
Act
tAc
kt
t
pss
pss
t
DA
φμ
φμ
=
==
Estado permanente
IPR
w
e
wfe
r
rB
ppkh
q
ln2.141
)(
μ
−=
Pressão constante 
na borda,
pressão pe
w
e
ss
r
rB
khJ
ln2.141 μ
=
)(
ln
2
wfe
w
e
pp
r
rB
khq −=
μ
π
Estado permanente 
IPR, exemplo
Pressão e 
vazão de 
produção 
constantes 
no poço
w
e
ss
r
rB
khJ
ln2.141 μ
=
psi
bbl/D201.0
186.8
1 1.646
3590ln
1
2.141
3590/rr 1.1B md 8.2ft 53 cp 7.1 we
==×=
=====
μ
μ
B
khJ
kh
ss
Exemplo:
Pressão constante 
na borda,
pressão pe
Estado pseudo-permanente IPR
⎟⎟⎠
⎞
⎜⎜⎝
⎛ −
−=
4
3ln2.141
)(
w
e
wf
r
rB
ppkh
q
μ
⎟⎟⎠
⎞
⎜⎜⎝
⎛ −
−=
2
1ln
)(2
w
e
wfe
r
rB
ppkh
q
μ
π
⎟⎟⎠
⎞
⎜⎜⎝
⎛ −
−=
4
3ln
)(2
w
e
wf
r
rB
ppkh
q
μ
π
w
e
r
rB
khJ 472.0ln
1
2.141 μ=Sem pressão na borda
(e.g. outro poço)
Com pressão na borda Com pressão média
IPR no estado pseudo-permanente. 
Impacto da Pressão do Reservatório 
AOF
E at al.: PPS
Área de Drenagem Irregular e/ou
fator de forma de locação de Dietz
⎥⎦
⎤⎢⎣
⎡=
2
4ln
2
12.141
wArCe
AB
khJ
γμ
CA = 31.6
CA = 30.9
...78107.1
...577216.0
=
=
γ
γ
e
constante de Euler
Desempenho de Poço Horizontal
Desempenho de Poço Horizontal 
(Joshi-Economides)
⎜⎜⎝
⎛
⎟⎟⎠
⎞
++⎟⎠
⎞⎜⎝
⎛+
⎪⎩
⎪⎨
⎧
⎪⎭
⎪⎬
⎫−+
Δ=
)1(
ln
2/
)2/(
ln2.141
22
aniw
aniani
H
Ir
hI
L
hI
L
LaaB
phkq
μ
V
H
ani k
kI =
5.05.04
2/
25.05.0
2 ⎪⎭
⎪⎬
⎫
⎪⎩
⎪⎨
⎧
⎥⎥⎦
⎤
⎢⎢⎣
⎡ ⎟⎠
⎞⎜⎝
⎛++=
L
rLa eH
Como facilitar a análise?
DJB
khJ μ
π2= DJB
khJ μ2.141=
)472.0ln(
1
4
3)ln(
1
w
e
w
e
Dpss
r
r
r
rJ =−
=
w
e
Dss
r
rJ ln
1= Sempre com pressão de borda
Sempre com pressão média
re /ft
100+SID240 A/acre
JDpss =
75.0)/ln( −we rr
Assumir rw = 0.3 ft
IPR Monofásico
Índice de Produtividade e Skin
pssJ
m 1=
p
Pressão média de reservatório 
(NÃO é a média da pressão 
entre o poço e o reservatório!!!)
Declividade: 1/J
NÃO J !
E at al.: PPS
IPR e o Conceito de Skin
z Relação entre IPR monofásico e o Índice de 
Produtividade
z Origem do conceito de skin
z Generalização do skin, formulações 
equivalentes
z Determinação
z Incorporação
ƒ Transiente
ƒ Estado Pseudo-permanente (Sem Fluxo na Borda)
Ou dominado pela borda (Sem fluxo na borda e pressão de poço 
constante)
ƒ Estado Permanante (Pressão Constante na Borda)
Origem do Conceito de Skin
E at al.: PPS
Zona de Permeabilidade Alterada 
Fórmula de Hawkins
w
s
idealwfs r
r
kh
qpp ln
2, π
μ=−
w
s
s
realwfs r
r
hk
qpp ln
2, π
μ=−
w
s
w
s
s r
r
kh
q
r
r
hk
qs
kh
q ln
2
ln
22 π
μ
π
μ
π
μ −=
w
s
s r
r
k
ks ln1⎟⎟⎠
⎞
⎜⎜⎝
⎛ −=
=− realwfidealwf pP ,,
srwr
sp
idealwfp ,
realwfp ,
Definição de s
Raio de Poço Efetivo
s
ww err
−=′
'
ln2.141
)(
][ln2.141
)(
w
e
wfe
w
e
wfe
r
rB
ppkh
s
r
rB
ppkh
q
−=
+
−=
μ
E.g. Estado Permanente
Definição de r’w
Desempenho do Estado Permanente com 
Skin (Óleo Saturado)
][ln2.141
)(
s
r
rB
ppkh
q
w
e
wfe
+
−=
μ
Não há –3/4
Pressão na borda 
externa
Desempenho do Estado Pseudo-
Permanente com Skin (Óleo Saturado)
]472.0[ln2.141
)(
s
r
rB
ppkh
q
w
e
wf
+
−=
μ
Há –3/4
Pressão média 
do reservatório
Efeito da Estimulação Representada 
como Variação no Skin (Exemplo: PSS)
]472.0[ln2.141
)(
pre
w
e
wf
s
r
rB
ppkh
q
+
−=
μ
]472.0[ln2.141
)(
post
w
e
wf
s
r
rB
ppkh
q
+
−=
μ
Spost
acidificação: → 0
acidificação carbonato : → -2
Fraturamento hidráulico: → -5
Efeito da Estimulação Representada como 
Incremento (Folds of Increase) no IP 
post
w
e
pre
w
e
pre
post
s
r
r
s
r
r
J
J
+
+
= 472.0ln
472.0ln
Spost
acidificação: → 0
acidificação carbonato : → -2
Fraturamento hidráulico: → -5
Componentes do Skin
•dano 
•penetração+slant
•canhoneio
•pseudo (e.g. não-Darcy, condensado)
•+ forma do reservatório e locação do poço:
(posterior: estimulação)
Elementos do Efeito de Skin
(Considerando geometria de poço, 
canhoneio, etc)
CApseudopcd ssssss ++++= ∑+θ
A
CA C
s 62.31ln5.0=
mais fácil 
(será sempre 
maior)
“original”
Aulas/4 - Opera��es de Completa��o.pdf
Operações de 
Completação
z Avaliação de cimentação
z Compressão de cimento (Squeeze)
z Canhoneio
z Perfilagem de produção
Cement Bond Log (CBL) 
Variable Density Log (VDL)
Avaliação da Cimentação Primária
z Importância da cimentação
z Problemas da cimentação
z Propriedades do cimento
z O perfil CBL/VDL
z Evolução para o CEL
z Atualidade: o perfil USL
Importância da Cimentação Primária
z Isolamento hidráulico das diferentes 
zonas
z Isolamento hidráulico dos diferentes 
fluidos de uma zona
z Integridade do revestimento para as 
futuras operações
z Isolamento térmico
Problemas da Cimentação Primária
z Remoção do rebôco
z Canalização
z Perda de filtrado diferenciada
z Micro Annulus
Propriedades do Cimento
z Aderênciaƒ Cimento x Ferroƒ Cimento x Formação
z Resistência ao Cisalhamento
z Isolamento Hidráulico
z Isolamento ao Gás
Resistência do Cimento à Compressão
Atenuação Acústica
O Perfil CBL/VDL
z Perfil Acústico
ƒ Sinal acústico emitido atravessa o revestimento, o 
cimento e a formação antes de atingir os receptores
z CBL (Cement Bond Log)
ƒ Registra a amplitude da primeira chegada no receptor 
mais próximo do emissor (3 ft)
z VDL (Variable Density Log)
ƒ Registra a amplitude de todo o trem de ondas no 
receptor mais distante do emissor (5 ft)
Ferramenta CBL/VDL
A 1º Trilha
z Raios Gama
z Tempo de Trânsito
ƒ Tr = e * TTa + (IDC – ODL) * TTf / 12
TTa = 57 us/ft (aço)
TTf = 185 us/ft (água salgada); 240 us/ft (óleo morto)
ƒ Salto de ciclo
z CCL (Casing Collar Locator)
OD (in) Peso (#/ft) Solução 
Salina
Óleo Morto Revestimento 
Livre (mV)
Cimento Classe H 
RC = 3.000 psi
17.0 0.7
20.0 1.0
23.0 1.0
26.0 1.7
29.0 2.4
32.0 3.3
43.5 2.2
47.0 2.7
53.5 4.0
Comprimento 
Mínimo para 
Isolamento com 
IA = 0,8 (m)
P a r â m e t r o s p a r a I n t e r p r e t a ç ã o d e C B L
5 1/2"
7"
1.8
3.3
Tempo de Trânsito do 
Revestimento Livre (us)
AmplitudeRevestimento
9 5/8"
269 286 72
4.6
62310289
332 368 51
A 2ª Trilha
z CBL - Cement Bond Log
Apresenta a amplitude do primeiro trem 
de ondas que alcança o receptor.
Indica a qualidade da aderência entre o 
cimento e o revestimento
A 3ª Trilha
z A representação completa do trem de 
ondas
z Identificação da aderência cimento x 
formação
z Identificação qualitativa da velocidade das 
formações
CBL/VDL - outros parâmetros
z Bond Index
ƒ Razão entre a atenuação da zona pesquisada e 
a atenuação na zona bem cimentada
z Calibração no revestimento livre
z Formações Rápidas
z Zonas de Gás
z Resistência a Compressão
Evolução para o CEL
z Contém 8 transreceptores defasados em 
45º
z Transreceptor extra calibrando o tempo 
de trânsito no fluido
z Caliper Acústico
z Usa o princípio da ressonância acústica
1ª Trilha
z CCL
z GR
z Caliper Acústico
ƒ Possibilita verificar local para assentamento de packer
ƒ Identifica furo no revestimento
ƒ Identifica ovalização do revestimento
z Excentricidade da ferramenta
ƒ Corrige os demais perfis
ƒ Indica possibilidade de leituras erradas
2ª Trilha
z RB - Rotação relativa da ferramenta
ƒ Serve para acompanhar canalização no perfil ainda não 
corrigido
z DEVI - Desvio do Poço
z CSMX - Resistência a compressão máxima
z CSMN - Resistência a compresão mínima
z WWM – Impedância acústica normalizada média
3ª Trilha
z Mostra por meio de tonalidades se na 
circunferência do revestimento existe 
alguma canalização ou região mal 
cimentada
z Na extrema direita fornece indicação se 
há presença de gás por detrás do 
revestimento
Limitações do CEL
z Cimento com CSMN > 500 psi
z Poço com desvio < 60º
z Fluido no poço não pode ser base óleo
z Não tem resolução em zonas de gás 
z Sem significado em formações rápidas
z Sem significado quando houver dois 
revestimentos
Atualidade: o perfil USL
z Contém apenas 1 transreceptor na freqüência de 
200 a 700 kHz girando a 7.5 rps
z Interpreta as 3 primeiras chegadas => elimina a 
necessidade de calibração em revestimento livre
z Não é afetado pelo micro-annulus < 0,1 mm => 
define-se o macro-annulus
z É afetado pelo gás
CCL - Perfil Localizador de Conexões
z É um dos perfis mais simples - 2 bobinas, uma 
emissora de campo magnetico e outra receptora
z Com o GR, é possível correlacionar uma 
determinada luva com a profundidade do perfil a 
poço aberto
z Em operações de canhoneio, é imprescindível. É 
por esta razão que está presente em todos os
perfis de avaliação da cimentação
Squeeze com packer 1
Squeeze com packer 2
Química do Cimento
z Mistura de calcáreo e argila queimada a 
1280 ºC
z Componentes Principais
ƒ Aluminato TriCálcio
Tempo de pega e resistência inicial
ƒ Silicato TriCálcio
Contribui para a resistência em todos os estágios
ƒ Silicato DiCálcio
Resistência final do cimento
ƒ Aluminato Férrico TetraCálcio
ƒ Gipsonita, Sulfatos Alcalinos, Magnésia
Aditivos do Cimento
z Retartadores
z Aceleradores
z Dispersantes
z Redutor de Perda de Filtrado
Cimentação de Superfície
z Anular grande diâmetro=> canalização
z Formação não-consolidada => caverna
z Formações fracas x hidrostática
z Baixa vazão de bombeio
z Lama de baixa qualidade
z Volume do anular é desconhecido
Cimentação Primária
z Cimentar a sapata do revestimento anterior
z Cimentar todas as zonas de interesse
z Usar colar de estágio e ECP’s
z Girar e reciprocar o revestimento durante a 
cimentação
z Remover o reboco antes de bombear o cimento
Correção da Cimentação
Squeeze e Recimentação
z Poço sem ter produzido
ƒ Volume de cimento calculado com base no USL e no 
Caliper
ƒ Limpar o canhoneio para squeeze
Ferramenta de Lavagem de Canhoneio
Pistoneio Convencional
Pistoneio por Impacto
z Poço já produziu
ƒ Volume de cimento calculado com base no USL, Caliper e 
histórico de produção de areia deste poço
z Recimentação
ƒ Sempre circular com alta vazão atrás do revestimento 
para remoção de detritos
Objetivos do Squeeze
z Correção de Cimentação Primária
z Correção de RAO
z Correção de RGO
z Prover estanqueidade do revestimento
z Isolamento/Abandono
Técnicas de Squeeze
z Injeção Direta
ƒ Recomendado para mais de uma zona com espaçamento 
grande entre elas
ƒ CUIDADO COM CANALIZAÇÕES!!!
z Tampão Balanceado
ƒ Técnica mais comum de squeeze
ƒ Cauda do packer tem que ser bem dimensionada
ƒ Permite a circulação imediata to cimento excedente
z Recimentação
ƒ Usada para corrigir canalizações ou ausência de 
cimentação
ƒ Utilizar retentor de cimento cortável!!!
Recomendações
z Aumentar colchões espaçadores em poços com cloreto 
de cálcio
z Deslocamento com a máxima vazão possível
z Após posicionar cimento, efetuar reversa de 1,5 x 
volume da coluna
z Pressão da reversa = 0,9 pressão de injetividade
z Poços de gás ou alta RGO aguardar pega por 6 horas
z Perfil de cimentação só 24 após o squeeze
Pastas de Cimento
z Baixo Teor de Filtrado
z Filtrado Relaxado
z Acelerada
z Saturada
z Térmica
z Tixotrópica
z Extendida
z Aerada
z Com Bloqueador de Gás
z Expansível
Equipamentos de Cimentação
z Unidade Motriz
z Tanque de Fluido
z Bomba Triplex
z Manifold de Bombeio
z Manifold de Mistura
z Misturador
z Funil
z Pescoço de Descarga
z Tanque de Mistura
Dimensionamento de compressão de 
cimento
z Geralmente volume requerido é pequeno
z Para cada diâmetro do revestimento utiliza-se um 
valor mínimo de volume de pasta (usual - 7,5 bbl)
z Arenito friável tem boa correlação entre volume 
de areia produzida e volume de cimento injetado
z Arenito inconsolidado não mantém esta correlação
z Não há como prever o volume necessário para um 
Calcarenito
Squeeze com Tampão Balanceado
1. Calcular o volume de pasta cimento necessário a ser colocado atrás 
do revestimento
2. Calcular o volume de pasta de cimento que irá ficar dentro do 
revestimento: (topo do canhoneado – base do canhoneado + 20 m) 
x capacidade do revestimento.
3. Verificar a altura do tampão de cimento de acordo com a soma dos
volumes dos ítens 1 e 2. 
4. Calcular o volume de cimento em pó, volume de água e quantidade 
de aditivos necessários à fabricação da pasta.
5. Adotar um volume de colchão espaçador (geralmente água doce) 
atrás da pasta de cimento. Geralmente adota-se 1 bbl. Calcular a 
altura deste colchão dentro do tubing. Adotar esta altura para 
calcular o volume de água a frente que irá ficar no anular.
6. Calcular a altura do tampão de pasta de cimento com o tubing
imerso nele. Com isto determina-se o número de tubos que irão 
abaixo do packer.
Cálculo do Squeeze
z Revestimento 7”, 29 lb/pe, coluna 3,5”, 12.9lb/pe
z Capacidades:
z rev.7” = 0.03826 bbl/pe; 
tubo 3 1/2” = 0.007347 bbl/pe;
Anular = 0.02524 bbl/pe
z Estimativa do volume a ser injetado: 0.45 bbl
z Comprimento de canhoneados: 35 m (1570-
1535m)
z Espera-se que após a injeção, permaneça no rev. 
cimento desde 1m abaixo canh. até 20m acima.
z volume de pasta necessário para isto: 
[(1+35+20)/0.3048]*0.03826 = 7.03 bbl
z Total da Pasta =0.45+7.03 < 7.5 bbl
Então utilizar vol. Mín., que p/ rev.7” = 7.5 bbl
z Altura da pasta quando a coluna não estiver 
imersa nela: = [7.5/0.03826 bbl/pe]*0.3048m/pe
= 59.8 m
z A pasta será deslocada com um volume de 
água doce a frente e um volume de água 
doce atrás.
z Costuma-se arbitrar o volume atrás em 1 
bbl
A relação entre o volume do colchão atrás 
e a frente é igual à relação entre cap. da 
coluna e cap. do anular.
z Capacidades:
z tubo 3 1/2” = 0.007347 bbl/pe;
Anular = 0.02524 bbl/pe
z relação: = 0.02524 / 0.007347 = 3.44
z Colchão atrás = 1 bbl, então a frente = 
3.44 bbl
z Altura da pasta + colchão de água doce 
quando a coluna estiver imersa neles: 
[(7.5+1+3.44)/0.03259 bbl/pe]*0.3048 = 
112 m
z onde, 0.03259 = 0.02524+0.007347 - cap 
an+col.
z Comprimento da cauda abaixo do packer:
14 tubos ~ 130 m
A.T
A.F
z Determinação da formulação da pasta 
de cimento.
z Para uma pasta de 15.5 lb/gal, tem-se:
z Vpasta = 8.94gal/ pe3 de cimento (saco 
americano), ou
8.94*1.17 = 10.46 gal/ 50 Kg de 
cimento
z Volume de água: 5.35 gal/ pe3 de 
cimento, ou
5.35*1.17= 6.26 gal de água/ 50 Kg de 
cimento
z Temos então:
z quantidade de cimento:
z Nsacos= 
7.5bbl*(42gal/bbl)/(10.46gal/50 kg de 
cimento) = 30 sacos de 50 kg de 
cimento
z Volume de água de mistura: 
z Vagua =30 sacos * 6.26 gal/saco = 
187.80 gal
Cálculo do Volume de Deslocamento
z Volume do colchão de água doce a frente: 
z Altura do colchão a frente = altura do colchão atras (balanceado)
z 1bbl/ 0.007347 bbl/pe = Volume a frente / 0.02524 bbl/pe
Volume a frente = 3.44 bbl
z Extremidade da coluna posicionada a 1 m abaixo da base do 
canhoneado - 1571m
z Altura do cimento +colchão = 112 m (com a coluna imersa)
z Comprimento do deslocamento = 1571-112 = 1459 m 
z Volume de deslocamento: 1459 / capacidade da coluna de 3 1/2” =
z = (1459m /0.3048 m/pe)* 0.007347 bbl/pe = 35 bbl de fluido de 
completação
z Volume da reversa = {(1571 - 130)/0.3048m/pe}/ 0.007347 bbl/pe
*1.5 =52 bbl
Squeeze com Tampão Balanceado
1. Calcular o volume de pasta cimento necessário a ser colocado atrás 
do revestimento
2. Calcular o volume de pasta de cimento que irá ficar dentro do 
revestimento: (topo do canhoneado – base do canhoneado + 20 m) 
x capacidade do revestimento.
3. Verificar a altura do tampão de cimento de acordo com a soma dos
volumes dos ítens 1 e 2. 
4. Calcular o volume de cimento em pó, volume de água e quantidade 
de aditivos necessários à fabricação da pasta.
5. Adotar um volume de colchão espaçador (geralmente água doce) 
atrás da pasta de cimento. Geralmente adota-se 1 bbl. Calcular a 
altura deste colchão dentro do tubing. Adotar esta altura para 
calcular o volume de água a frente que irá ficar no anular.
6. Calcular a altura do tampão de pasta de cimento
com o tubing
imerso nele. Com isto determina-se o número de tubos que irão 
abaixo do packer.
7. Descer coluna com obturador e cauda composta do 
número de tubos calculados no item 6. 
8. Efetuar teste de injetividade com a extremidade da 
coluna 10 m acima do topo dos canhoneados
9. Posicionar extremidade da coluna 1 m abaixo da base 
dos canhoneados.
10. Bombear o colchão espaçador a frente, a pasta de 
cimento, e o colchão espaçador atrás.
11. Calcular o volume de deslocamento da pasta de cimento 
como sendo: (Profundidade da extremidade da coluna –
altura do tampão de pasta de cimento calculado no item 
6 – altura do colchão de deslocamento calculado no item 
5) x capacidade do tubing. Deslocar o volume calculado.
12.Retirar quantidade de tubos para que a extremidade da 
cauda fique acima do topo do cimento calculado no item 3.
13.Circular reverso, no mínimo, uma vez e meia o volume da 
coluna.
14.Assentar o packer e efetuar a compressão de cimento até a 
estabilização da pressão. Usar a técnica da hesitação.
15.Descer a coluna circulando reverso toda a pasta de cimento.
16.Testar revestimento. Caso o teste seja falho retornar ao 
item 7.
Canhoneio
Diâmetro
Revestimento
Diâmetro
Revestimento
Damaged Zone
Diameter
(Caused by
Drilling)
Damaged Zone
Diameter
(Caused by
Drilling)
Geometria de Poço CanhoneadoGeometria de Poço Canhoneado
RevestimentoRevestimento
Bainha de CimentoBainha de Cimento
Diâmetro zona esmagadaDiâmetro zona esmagada
Diâmetro canhoneioDiâmetro canhoneio
Comprimento 
do Canhoneio
(do Cimento até o final
Do Canhoneio)
Comprimento 
do Canhoneio
(do Cimento até o final
Do Canhoneio)
Espaço entre
Canhoneios
(Depende da 
Densidade de 
jatos)
Espaço entre
Canhoneios
(Depende da 
Densidade de 
jatos)
Diâmetro de 
Entrada do Furo 
no Revestimento
Diâmetro de 
Entrada do Furo 
no Revestimento
ϕ = Ângulo de Fase ϕ = Ângulo de Fase 
E at al.: PWC
Canhão e 
Conjunto 
Explosivo
Canhão e 
Conjunto 
Explosivo
Canhão
Carga Explosiva
Cordão Detonante
Detonador
E at al.: PWC
Detonadores para Sistemas de Canhoneio
Detonador a Quente
Detonadores para Sistemas de Canhoneio
Detonador a Quente
CápsulaCápsula
Plug
Isolado
Plug
IsoladoCabosCabos
IsolamentoIsolamento
Carga de IgniçãoCarga de Ignição
EspoletaEspoleta
CargaCarga
Cabo ponte (1 ohm)Cabo ponte (1 ohm)
E at al.: PWC
Cápsula de canhoneioCápsula de canhoneio
ExplosivoExplosivo
LinerLiner
RevestimentoRevestimento
E at al.: PWC
Carga “Deep-Penetrating” (DP) 
(1 of 5)
Carga “Deep-Penetrating” (DP) 
(1 of 5)
AA
FormaçãoFormação
t = 0t = 0
RevestimentoRevestimento
FluidoFluido
CanhãoCanhão
Liner CônicoLiner Cônico
E at al.: PWC
Carga “Deep-Penetrating” (DP) 
(3 of 5)
Carga “Deep-Penetrating” (DP) 
(3 of 5)
CC
Jato Penetra
Canhão
Jato Penetra
Canhão
Últimos Estágios do 
Liner Colapsado 
Produz Slug
Retardado
Últimos Estágios do 
Liner Colapsado 
Produz Slug
Retardado
t = 9 x 10t = 9 x 10--66 secsec
E at al.: PWC
Carga “Deep-Penetrating” (DP) 
(5 of 5)
Carga “Deep-Penetrating” (DP) 
(5 of 5)
EE
Jato Estendido
Penetra 
Formação
Jato Estendido
Penetra 
Formação
t = 2 x 10t = 2 x 10--55 secsec
E at al.: PWC
Canhoneio – Zona Danificada 
CimentoCimentoCimento
RevestimentoRevestimentoRevestimento
Resíduos da cargaResíduos da cargaResíduos da carga
Zona pulverizadaZona pulverizadaZona pulverizada
Zona de grãos esmagadosZona de grãos esmagadosZona de grãos esmagados
Zona Compactada
(com Permeabilidade danificada
Pelo canhoneio, kc)
Zona CompactadaZona Compactada
(com Permeabilidade danificada(com Permeabilidade danificada
Pelo canhoneio, Pelo canhoneio, kkcc))
Permeabilidade
original, k 
PermeabilidadePermeabilidade
original, original, k k 
Permeabilidade
alterada, kd
PermeabilidadePermeabilidade
alterada, alterada, kkdd
Canhoneio
E at al.: PWC
densidade, ângulo de fase e abrangência na formação
Definições
z Densidade de Tiros
z Fase
z Diâmetro do Furo
z Penetração
z folga entre carga e parede do revest.
z Centralização
1 ft de um poço aberto 
de 8 ½” equivale a um 
canhoneio de 4 
tiros/ft, 90º fase, 12” 
de penetração
Cuidados no Canhoneio
z Desligar o Rádio da Sonda (não é crítico atualmente)
z Manter volume de segurança nos tanques (1,5 volume do 
poço)
z Nível de fluido no poço visível e estático
z Análise prévia do perfil de cimentação. Atenção às longas 
canalizações
z Utilizar e Testar o BOP de cabo
z Retirar o canhão lentamente para evitar pistoneio
z Verificar nº de tiros disparados e geometria do disparo
Variáveis de Skin no Canhoneio
E at al.: PPS
Componentes de Skin no Canhoneio 
(Karakas & Tariq)
wbVHp ssss ++=
Fluxo plano
Convergência vertical
Efeitos de poço
Cálculo do Hs
)(
ln θw
w
H r
rs ′=
⎪⎩
⎪⎨
⎧
≠+
==
0)(
0
4)(' θ
θθ
θ perfw
perf
w
lra
l
r
Cálculo de Vs
V
H
perf
perf
D k
k
l
h
h = ⎟⎟⎠
⎞
⎜⎜⎝
⎛ +=
H
V
perf
perf
D k
k
h
r
r 1
2
b
D
b
D
a
V rhs
110 −=
21 log araa D +=
21 brbb D +=
Cálculo de wbs
wperf
w
wD rl
rr +=
wDrc
wb ecs 21=
Três Tipos Principais:
z Overbalanced (canhão de revestimento, 
fluido, altas cargas, múltiplas direções)
z Underbalanced
ƒ pelo tubing (menores cargas) 
ƒ TCP (Tubing Conveyed Perforation)
z Extremo overbalanced (surge)
Canhoneio Underbalanced
E at al.: PPS
Técnica de Canhoneio 
Extreme Overbalanced
Canhão preferido: Hollow steel carrier
TCP permitem maior BHP
Aplica-se pressão ao gás
A energia do gás força a coluna de líquido 
contra os túneis de canhoneio
1-15 segundos
Esquema de Extreme Overbalanced
Surging
Petitjean et al., SPE 30527
Nitrogênio
Fluido de
Fraturamento
4 - 8000 psi
Disco de
Ruptura
Zona Danificada
Orientação de fratura
Dees J M, SPE 30342
σmax σmax
Canhoneio overbalanced Canhoneio underbalanced
OPERAÇÕES EM POÇO
z Medição 
ƒ Na cabeça do poço (monitoração)
ƒ No tubing (perfilagem de produção)
ƒ No fundo do poço (PTA)
z Manutenção 
ƒ Na cabeça
ƒ No tubing e seus equipamentos 
ƒ No fundo do poço e na conexão poço-formação
z Workover
ƒ Falha de equipamento 
ƒ Modificações nas condições de produção
ƒ Restauração ou modificação da conexão poço-formação
ƒ Troca do objetivo do poço 
ƒ Pescaria
z Estimulação
Perfilagem de Produção
Supervisão e Monitoramento de Reservatório
z Encontrando problemas mecânicos de poço (Vazamentos, 
Canais, etc.)
z Analisando a Eficiência da Completação/Tratamento
z Diagnosticando Problemas de Fluxo no Reservatório 
(Breakthrough, Cone, Zonas Absorvedoras, etc.)
z Monitorando Perfis de Injeção e Produção
z Determinando Características do Reservatório (Testando 
Pressão Transiente – Vazões por Camada/Pressões, Limites, 
etc.)
z Entradas de Simulação de Reservatório (Vazões, Pressões, 
etc.)
Problemas de Poço 
que Requerem 
Correção
Os Perfis de Produção 
podem ser usados para 
auxiliar na identificação
da maioria destes
problemas..
Perfil de Fluxo por Camada
Flowmeter usado para Perfil Qualitativo de Produção
((RefRef. 3). 3)
Se conhecemos a vazão total Se conhecemos a vazão
total 
de fundo, podemos calcularde fundo, podemos calcular
a contribuição individual dea contribuição individual de
cada zona.cada zona.
Perfil de Densidade de Fluido
((RefRef. 3). 3)
Se conhecemos a densidade Se conhecemos a densidade 
do fluido, podemos estimardo fluido, podemos estimar
que fases estão fluido paraque fases estão fluido para
o poço no intervalo produtor.o poço no intervalo produtor.
Perfil de Temperatura 
Diagnóstico de Respostas
Porque se deve correr 
perfis de temperatura
constantemente?
Indicação de Entrada de Gás em Perfis 
de Temperatura e Densidade de Fluido
A redução da densidade do
fluido e da temperatura
adjacente à Zona B
indica influxo de gás 
efeito J-T
Tipos de Ferramentas de Perfilagem de 
Produção
z Ferramenta Flowmeter
z Registrador de Pressão de Alta Resolução (Testes de Pressão 
Transiente)
z Ferramenta Densidade de Fluido (absorção raos gama )
z Gradiomanometer (gradiente de pressão)
z Ferramenta Capacitância de Fluido (medida de constante 
dielétrica)
z Ferramenta Temperatura
z Ferramenta Ruido
z Perfil Traçador Radioativo
z Perfil Corrosão do Revestimento
z Perfil Thermal Decay Time (TDT) – Monitoramento de Saturação
Flowmeter Full-Bore Spinner
A ferramenta FBS tem 
uma vantagem
sobre a ferramenta CSF 
pois não é exposta
diretamente às condições 
de poço enquanto
é descida ou retirada do 
poço.
Calibração de Flowmeter In-situ (Downhole) 
Spinner RPS
(sentido horário) 
Velocidade da ferramenta 
(descida é positiva), v m/s
fluido
ferramenta
Q=Avintercept
Diâmetro interno D = 7 cm
Determinar vazão in-situ, q
1) Vtool= 1.0 m/s (baixo): RPS= 9.32 (horário)
2) a) Vtool= 1.0 m/s (baixo): RPS= 9.32 (horário)
b) Vtool= 2.0 m/s (cima): RPS= 5.87 (anti-horário)
3) a) Vtool = 1.0 m/s (baixo): RPS= 9.32 (horário) 
b) Vtool= 0.8 m/s (baixo): RPS= 8.71 (horário)
c) Vtool= 1.5 m/s (cima): RPS= 3.14 (anti- horário)
d) Vtool= 2.0 m/s (cima): RPS= 5.87(anti- horário)
Efeitos de Poços Desviados e Fluxo 
Multifásico na Resposta de Flowmeter
Flowmeters operam bem em
poços verticais com fluxo
monofásico, MAS, não funcionam
muito bem para:
- Poços de baixa vazão
- Poços bombeados
- Poços desviados
- Fluxo multifásico
Teste de Poço
z Teste Estabilizado (Backpressure, 
Flow after flow) 
ƒ Medida direta do IP
ƒ (se várias pwf, então IPR)
z Análise transiente de pressão: 
ƒ Decomposição de IP em k & s
Referências
z PWCB – Perforating
z PWCB – Cement-Sheet Evaluation
z PWCB – Remedial Cementing
z Operações de Completação do prof. Flávio.
Aulas/5 - Controle de Areia.pdf
Controle de Areia
Referências:
PWCF: Sand Stabilization and Exclusion
PWCF: Water Control
Controle de Areia
z Exclusão de Areia
ƒ Telas 
ƒ Liner Ranhurado
ƒ Gravel Packing
ƒ Consolidação de Resina 
z Controle de Areia
ƒ Redução de Fluxo
ƒ Poços Horizontais
ƒ Frac&pack
Válvula de Superfície Erodida por Produção de AreiaVálvula de Superfície Erodida por Produção de Areia
E at al.: PWC
Tipos 
Comuns de 
Completação 
Gravel Pack
E at al.: PPS
Colocação do Gravel a Poço Aberto
E at al.: PPS
Projeto de Gravel e Tela
Distribuição de Tamanho de Grão
E at al.: PPS
Correlação de Saucier (1974)
( ) 5050 6or 5 fg DD =
50min, 667.0 gg DD =
50max, 5.1 gg DD =
Exemplo de Dimensionamento de Gravel
E at al.: PPS
Desempenho de Gravel Pack
z Queda de pressão pelo gravel pack
z Da queda de pressão pode-se calcular skin
rw perfurado
rcsg revestimento
Queda de Pressão Gravel Pack p/ Óleo
Breggs: Otimização da Produção 
55.0
7
42
214
2
2
1047.1
1020.9
4.282
G
G
p
ooG
G
pG
oo
G
oGoGgp
k
rN
LBB
rNk
LBA
qBqAp
×=
×
××××=
××
××=
+=Δ
−
β
ρβ
μ
ENTRADA:
L: rw-rcsg (ft) 
N: num de canh
(SPF x Espessura canh)
rp : raio canh (ft) 
kG: perm gravel md
qo BOPD, μo cp, 
Bo resBBL/STBρo : lbm/ft3 dens óleo
SAÍDA: psi
Exemplo Queda de Pressão Gravel Pack
2
2
242
2414
42
214
4
55.0
7
55.0
7
22
179.086.1
179.0
0208.0
128.04525.11006.41020.91020.9
1006.4
000,45
1047.11047.1
86.1
0208.0000,45
128.025.18.04.2824.282
N
q
N
qp
NNrN
LBB
k
NNrNk
LBA
oo
gp
p
ooG
G
G
G
pG
oo
G
×+×=Δ
=×
××××××=×
××××=
×=×=×=
=××
×××=××
××=
−− ρβ
β
μ
rw= 6 in.
Rev I.D.: 8.92 in.
L = 6 - 8.92/2 = 1.54 in.= 0.128 ft
diâmetro canh: 0.5 in.
rp= 0.5/2 in. = 0.0208 ft
kG= 45 Darcy= 45,000 mdμo = 0.8 cp
Bo =1.25 resBBL/STBρo = 45 lbm/ft3
N é número total, qo é BOPD, Δp é psi
Exemplo - Queda de Pressão
z 4000 BOPD
z 4 SPF e 30 ft de intervalo canhoneado
psi 260
120
4000179.0
120
400086.1
2
2
=×+×=Δ gpp
Questão
z Como se calcularia o skin?
z Que informação adicional é necessária?
Típico fluido de Gravel packing
HEC (40 -65 lbs/1000 gal)
z + fácil de quebrar
z + não produz reboco
z + fácil de viscosificar com fluido alta densidade
Quantidade de areia necessária
z Anular entre a tela e o revestimento
z Rathole
z Canhoneios
Telas
•Tela sem gravel para baixas vazões de produção
•(Ou liner ranhurado)
•Gravel packed
•Prepacked
Tela (Stratapack)
Frac & Pack
damaged zone damaged zone
Gravel Pack Frac&Pack
canhoneios gravel packed, comunicação, dano adicional 
F&P (HPF) Rationale
z Aumento do Índice de Productividade
z Melhor comunicação entre reservatório e poço
z Ultrapassa dano de formação
z Reduz drawdown
z Aumenta o back-stress na formação
z Reduz migração de finos e produção de asfalteno
z Reduz cone de água inferior
Dano de Poço
z O dano nas proximidades do poço é 
causado por:
Migração de finos
Processos de perfuração/completação
Processo de produção
z A profundidade de dano pode se 
estender a dezenas de metros
Mecanismo de Controle de Areia de F&P
z Direto
Back-Stress (Prevenção)
Filtro + pacote (Exclusão)
z Indireto
Maior IP -> Menor Drawdown (Prevenção)
Maior área -> Baixo Fluxo Areal (Prevenção)
Aspectos Operacionais 
z Alta filtração de fluido
z Projeto de tip screenout é essencial
z Fratura empacotada e larga (na 
ordem de polegadas)
z A pressão de fraturamento sobe 
rapidamente durante o período de 
empacotamento
z Exclusão de Areia
ƒ Telas 
ƒ Liner Ranhurado
ƒ Gravel Packing
ƒ Consolidação de Resina 
z Controle de Areia
ƒ Redução de Fluxo
ƒ Poços Horizontais
ƒ Frac&pack
Controle de Areia
Consolidação de Areia
Consolidação In-Situ com Resina 
Espaços Porosos Aberto ao Fluxo
Consolidação In-Situ com Resina 
Espaços Porosos Aberto ao Fluxo
Steps da Consolidação In-Situ com Resina 
para Sistema Endurecedor Externo
Steps da Consolidação In-Situ com Resina 
para Sistema Endurecedor Externo
Condicionador
de Formação
CondicionadorCondicionador
de Formaçãode Formação
Overflush
Solução Endurecedora
OverflushOverflush
Solução Solução EndurecedoraEndurecedora
Solução EspaçadoraSolução Solução EspaçadoraEspaçadora
Resina
Mix
ResinaResina
MixMix
E at al.: PWC
Aplicação de Pasta de Areia ResinadaAplicação de
Pasta de Areia Resinada
Propante c/ Resina Líquida 
durante Deslocamento
Propante c/ Resina Líquida Propante c/ Resina Líquida 
durante Deslocamentodurante Deslocamento
Propante c/ Resina Líquida
Preenchendo Revestimento e 
Canhoneio
Propante c/ Resina LíquidaPropante c/ Resina Líquida
Preenchendo Revestimento e Preenchendo Revestimento e 
CanhoneioCanhoneio
Bainha de CimentoBainha de CimentoBainha de Cimento
RevestimentoRevestimentoRevestimento
FormaçãoFormaçãoFormação
E at al.: PWC
Grãos de Areia Consolidados -
Remoção da Areia no Revestimento
Grãos de Areia Consolidados -
Remoção da Areia no Revestimento
Propante 
Resinado 
Consolidado
Propante Propante 
Resinado Resinado 
ConsolidadoConsolidado
Coluna de corteColuna de corteColuna de corte
CimentoCimentoCimento
Limpar poço, removendo excesso 
de propante resinado
Limpar poço, removendo excesso Limpar poço, removendo excesso 
de propante resinadode propante resinado
E at al.: PWC
Frac & Pack
damaged zone damaged zone
Gravel Pack Frac&Pack
canhoneios empacotados, comunicação, dano adicional 
F&P (HPF) Rationale
z Aumento do Índice de Productividade
z Melhor comunicação entre reservatório e poço
z Ultrapassa dano de formação
z Reduz drawdown
z Aumenta o back-stress na formação
z Reduz migração de finos e produção de asfalteno
z Reduz cone de água inferior
Dano de Poço
z O dano nas proximidades do poço é 
causado por:
Migração de finos
Processos de perfuração/completação
Processo de produção
z A profundidade de dano pode se 
estender a dezenas de metros
Mecanismo de Controle de Areia de F&P
z Direto
Back-Stress (Prevenção)
Filtro + pacote (Exclusão)
z Indireto
Maior IP -> Menor Drawdown (Prevenção)
Maior área -> Baixo Fluxo Areal (Prevenção)
Aspectos Operacionais 
z Alta filtração de fluido
z Projeto de tip screenout é essencial
z Fratura empacotada e larga (na 
ordem de polegadas)
z A pressão de fraturamento sobe 
rapidamente durante o período de 
empacotamento
Controle de Água
(Conformance)
Controle de ÁguaControle de Água
z Estimativa de produção de água
ƒ Quanto é aceitável?
ƒ Mecanismos de produção
z Desenvolver estratégia de “defesa”
ƒ Técnicas de prevenção
ƒ Técnicas de tratamento
ƒ Projeto de tratamento
Retorno esperado
Tipos de tratamento
Formulação e projeto de volumes
ƒ Estratégia de implementação
z Estimativa de produção de água
ƒ Quanto é aceitável?
ƒ Mecanismos de produção
z Desenvolver estratégia de “defesa”
ƒ Técnicas de prevenção
ƒ Técnicas de tratamento
ƒ Projeto de tratamento
Retorno esperado
Tipos de tratamento
Formulação e projeto de volumes
ƒ Estratégia de implementação
Instalações de Superfície de Vazão 
Limitada
Instalações de Superfície de Vazão 
Limitada
z Capacidade de estocagem: 
volume, peso
z Taxas de transporte disponíveis
z Regras de descarte
ƒ Max taxa de descarte
ƒ Regras de separação
z Taxas do separador
z Capacidade de estocagem: 
volume, peso
z Taxas de transporte disponíveis
z Regras de descarte
ƒ Max taxa de descarte
ƒ Regras de separação
z Taxas do separador
Efeito da Produção de Água 
no Óleo Deixado para Trás (Bypassed)
Efeito da Produção de Água 
no Óleo Deixado para Trás (Bypassed)
z Engenharia: 
Mecanismos de reservatório da produção 
de água podem resultar em blocos de óleo 
“bypassado”.
z Economia: 
Tratamentos de correção, substituição de 
tubulações, tratamentos de scale, etc. 
podem ser muito caros. Podem resultar e, 
abandono prematuro.
z Engenharia: 
Mecanismos de reservatório da produção 
de água podem resultar em blocos de óleo 
“bypassado”.
z Economia: 
Tratamentos de correção, substituição de 
tubulações, tratamentos de scale, etc. 
podem ser muito caros. Podem resultar e, 
abandono prematuro.
Problemas Relacionados à Produção de 
Água
Problemas Relacionados à Produção de 
Água
z Taxas de corrosão
z Taxas de produção 
de areia
z Taxas de deposição 
de scale
z Taxas de corrosão
z Taxas de produção 
de areia
z Taxas de deposição 
de scale
Mecanismos Relacionados à CompletaçãoMecanismos Relacionados à Completação
z Vazamento no revestimento
ƒ Seleção de coluna
ƒ Instalação de coluna
ƒ Curva 2
z Cimentação canalizada
ƒ Cimentação primária deficiente
ƒ Curvas 1 e 2
z Completação na água
ƒ Baixa qualidade ou interpretação de 
dados
ƒ Curva 1
z Vazamento no revestimento
ƒ Seleção de coluna
ƒ Instalação de coluna
ƒ Curva 2
z Cimentação canalizada
ƒ Cimentação primária deficiente
ƒ Curvas 1 e 2
z Completação na água
ƒ Baixa qualidade ou interpretação de 
dados
ƒ Curva 1
Mecanismos Relacionados ao 
Reservatório
Mecanismos Relacionados ao 
Reservatório
z Água de fundo (Bottomwater)
ƒ Subida do contacto água-óleo (WOC)
ƒ Curva 3
z Quebra de barreira
ƒ Depletando pressão da zona de óleo 
ƒ Barreira fraca
ƒ Altas pressões de drawdown
ƒ Curva 2
z Água de fundo (Bottomwater)
ƒ Subida do contacto água-óleo (WOC)
ƒ Curva 3
z Quebra de barreira
ƒ Depletando pressão da zona de óleo 
ƒ Barreira fraca
ƒ Altas pressões de drawdown
ƒ Curva 2
Cone de águaCone de água
PoçoPoço
ConeCone
WOCWOC
OriginalOriginal
E at al.: PWC
Water CrestingWater Cresting
PoçoPoço
CristaCrista
WOCWOC
OriginalOriginal
E at al.: PWC
Canalizando em Alta PermeabilidadeCanalizando em Alta Permeabilidade
Permeabilidade Homogênea 
Linhas de fluxo da água
Alta Permeabilidade
Área lavada Área íntegra
Área lavada
Área íntegra
Fo
nt
e 
de
 á
gu
a
Prevenindo Problemas de Produção de Água 
Relacionados à Completação 
Prevenindo Problemas de Produção de Água 
Relacionados à Completação 
z Completação adequada
ƒ Boa cimentação primária
ƒ Tubulação adequada às 
condições
z Projeto de workovers para 
adequar a completação
ƒ Teste de pressão
ƒ Fluidos de completação 
compatíveis
z Completação adequada
ƒ Boa cimentação primária
ƒ Tubulação adequada às 
condições
z Projeto de workovers para 
adequar a completação
ƒ Teste de pressão
ƒ Fluidos de completação 
compatíveis
Prevenindo Cone e Crista (1 de 2)Prevenindo Cone e Crista (1 de 2)
z Vazão de bombeio < crítica
z Completação
ƒ Locação do intervalo completado 
ƒ Comprimento do intervalo completado 
ƒ Densidade de canhoneio
z Fraturamento
ƒ Drawdown “pontual” para “linear” 
ƒ Melhor se altura da fratura << comprimento
ƒ Poço horizontal multi-fraturado
z Vazão de bombeio < crítica
z Completação
ƒ Locação do intervalo completado 
ƒ Comprimento do intervalo completado 
ƒ Densidade de canhoneio
z Fraturamento
ƒ Drawdown “pontual” para “linear” 
ƒ Melhor se altura da fratura << comprimento
ƒ Poço horizontal multi-fraturado
Prevenindo Cone e Crista (2 de 2)Prevenindo Cone e Crista (2 de 2)
z Barreiras artificiais
ƒ Redução de kv/khƒ Instaladas no contacto antes do poço 
entrar em produção
z Completações duplas
z Barreiras artificiais
ƒ Redução de kv/khƒ Instaladas no contacto antes do poço 
entrar em produção
z Completações duplas
OilOil zonezone
WaterWater zonezone
E at al.: PWC
Poços Horizontais para Prevenir ConePoços Horizontais para Prevenir Cone
z Um dos principais objetivos da tecnologia 
de poços horizontais
z Dissipa a pressão de drawdown abaixo do 
comprimento da seção horizontal
z Pode produzir crista
z Um dos principais objetivos da tecnologia 
de poços horizontais
z Dissipa a pressão de drawdown abaixo do 
comprimento da seção horizontal
z Pode produzir crista
Prevenindo Comunicação de Fratura 
entre Injetor e Produtor
Prevenindo Comunicação de Fratura 
entre Injetor e Produtor
z Obstrução da 
fratura
ƒ Manter 
injetividade/ 
produtividade 
aceitável 
ƒ Requer alta força-gel
z Orientação do poço
z Obstrução da 
fratura
ƒ Manter 
injetividade/ 
produtividade 
aceitável 
ƒ Requer alta força-gel
z Orientação do poço AA--1010
AA--0101
FF--0101
AA--0202
AA--0606
AA--0707
= Orientação da Fratura = Orientação da Fratura 
Completando para Isolamento de Zona Futuro Completando para Isolamento de Zona Futuro 
z Melhor tipo de tratamento previsto: mecânico 
ou químico
z Requer ferramentas específicas
ƒ Isolamento mecânico : packers assentados slickline
ƒ Isolamento químico: sliding sleeves
z Melhor tipo de tratamento previsto: mecânico 
ou químico
z Requer ferramentas específicas
ƒ Isolamento mecânico : packers assentados slickline
ƒ Isolamento químico: sliding sleeves
4 1/24 1/2--in. in. 
TubingTubing
AHR AHR 
PackerPacker
SlidingSliding
SleeveSleeve
77--in. in. 
RevestRevest..
Poço Multilateral 
Completado para 
Acomodar Reinjeção
ao invés da Elevação
da Água Produzida
E at al.: PWC
Tratamentos para Reduzir a 
Produção de Água
z Caracterização apropriada 
do problema
z Projeto apropriado de 
tratamento
z Bombeio do tratamento 
efetivo
Tipos Gerais de Tratamento
z Selantes de zona 
ƒ O fluxo nos intervalos tratados é completa e 
permanentemente interrompido.
ƒ Os caminhos de fluxo são fisicamente obturados.
z Agentes redutores de permeabilidade
ƒ O fluxo nos intervalos tratados é reduzido.
ƒ Alguns caminhos de fluxo são completamente obturados.
ƒ Todos os caminhos de fluxo são parcialmente 
bloqueados.
z Modificadores de permeabilidade relativa
Tratamentos de Poço Disponíveis (1 de 4)
z Tampões Mecânicos
z Tampões de Areia
ƒ Fundo de poço vertical
ƒ Combinação de cimento e gelificante
z Cimento
ƒ Base-água
ƒ Base-óleo
z Silicatos externamente ativados
ƒ Solução de silicato
ƒ Reage instantaneamente com ativador externo 
Tratamentos de Poço Disponíveis (2 de 4)
z Silicatos internamente ativados
ƒ Ativado por pH e temperatura
ƒ Ajuste de pH superfície: ácidos fracos ou fortes
ƒ Ajuste de pH in-situ: degradação com ácidos fracos
z Sistemas monoméricos
ƒ Polimerização in-situ a gel altamente viscoso
ƒ Sistemas ativados pelo pH
Fenol/formaldeido
Resorcinol/formaldeido
ƒ Iniciação de radical livre
Base-acrilamida/degradação p/ oxidação
Aminoacrilato/degradação térmica
Tratamentos de Poço Disponíveis (3 de 4)
z Sistemas poliméricos reticulados
ƒ Soluções poliméricas com reticuladores
ƒ Polímeros
Tipo
Dimensionamento
Reticulação
Orgânica vs. metálica
Taxa com dado reticulador
ƒ Reticuladores
Orgânico ou metálico
Formação de reticulador in-situ por desencapsulamento
ou reação
Tratamentos de Poço Disponíveis (4 de 4)
z Modificador de permeabilidade relativa de 
superfície ativa 
ƒ Adsorve à superfície da rocha
ƒ Não espessa in-situ
ƒ Sistemas usado:
Poliacrilamidas parcialmente hidrolizadas
Copolímeros aminoacrilato
Misturas surfactante-álcool
z Espumas
ƒ Solução de polímero reticulável contendo gás
ƒ Mobilidade in-depth
Técnicas de Bombeio
z Bullhead
z Seletivo com 
packer
z Injeção dupla
z Isoflow
Injeção “Bullhead”
Seletividade com packer
Injeção de fluido pelo tubing
Injeção de fluido pelo anular
Injeção com flexitubo
Injeção flexitubo
Injeção Tubing
Aulas/6 - Acidifica��o.pdf
1
Acidificação e Fraturamento Ácido
Referências:
PWCB: Well Stimulation
ACIDIFICAÇÃO DE MATRIZ pi < pf
FRATURAMENTO ÁCIDO pi > pf
ACIDIFICAÇÃO FECHADA DE 
FRATURA (CFA)
inicialmente pi > pf ; depois pi > pf
2
Acidificação de Matriz 
z Formação
ƒ Carbonato restauração adicional
ƒ Arenito de permeabilidade
z Poço
ƒ Danificado carbonato e arenito
ƒ Não danificado carbonato
Fraturamento Ácido
z O ácido é injetado a vazão suficientemente alta 
para gerar a pressão necessária para fraturar a 
formação. 
z A dissolução diferencial (etching) ocorre 
conforme o ácido reage quimicamente com a face 
da fratura. 
z As áreas onde a rocha foi removida se tornam 
canais altamente condutivos após o fechamento 
da fratura. 
z Geralmente sem agente de sustentação.
3
Fraturamento Ácido
z Abertura “Ideal”
z Permeabilidade ideal (unidades coerentes)
z kfw realistas da relação de Nierode e Kruk
(tensão de embedment da rocha)
fraturadaÁrea
dissolvida rocha de Volumewi =
12
wk
2
id =
Nierode e Kruk
z Entrada
ƒ Abertura ideal wi (in.)ƒ Tensão de embedment da rocha Srock (psi)ƒ Tensão de confinamento σ (psi)
z Saída kfw em md-ft
psi 20,000 S if 10)ln28.08.3(
psi 20,000 S if 10)ln3.19.13(
1047.1
rock
3
2
rock
3
2
47.27
1
1
2
>×−=
<×−=
×=
=
−
−
−
rock
rock
i
C
f
SC
SC
wC
eCwk σ
4
Número de Frac Ácido
z Número de propante
z Número de frac ácido
z A partir disto, o processo de otimização é o 
mesmo.
r
ff
prop kV
hxwk
N
)(4=
)(,1 ffaw hxwV =
r
ff
acidfrac kV
hxwk
N
))((4
, =
)(,1 fpropw hxwV =
Acidificação de Matriz
5
Estequiometria da reação 
ácido-mineral
z Carbonato:
z Arenito:
OHCOCaClCaCO2HCl 2223 ++→+
O2HSiFSiO4HF 242 +→+
624 SiFH2HFSiF →+
Estequiometria
Argilas em Arenitos
z Reação principal:
19 HF + NaAlSi3O8 + 3 HCl →
3 H2SiF6 + AlF2+ + Na+ + 8 H2O + 3Cl-
z Reação secundária:
H2SiF6 + 6 NaAlSi3O8 + 18 HCl →
6 Na+ + 6 AlF2+ + 18 Cl-+ 18 H2SiO3 + SiO2⋅2H2O
6
Estequiometria versus Cinética
z A estequiometria indica a razão de substâncias 
reagentes
z Sentido único: o equilíbrio é deslocado para a 
direita de forma que a estequiometria determina 
o estado final
z A cinética indica a rapidez em que isto ocorre 
(dependência de concentração e temperatura, 
ordem e Arrhenius)
z Difusão e advecção são processos físicos 
adicionais envolvidos no transporte 
Arenito
7
Termos de acidificação de arenito
z Tubing pickling – limpa a tubulação
z Preflush – dissolve carbonato antes do 
tratamento principal
z Principal – dissolve partículas de silício 
z Overflush- desloca o HF para longe do 
poço
Leonard Kalfayan
A: Exemplo de tratamentos em arenitos 
A-3 GULF COAST PERFORATION DAMAGE REMOVAL 
Stage Fluid Volume 
1. Wellbore cleanout Xylene +5% EGMBE 25 gal/ft 
2. Acid -preflush 10% HCl 75 gallft 
3. Main acid 9% HCl + 1-1.5% HF 75 gal/ft 
4. Overflush 7% NH4Cl + 5% EGMBE 150 gal/ft 
5. Diverter Nitrogen (N2) foam 
6. Repeat steps 2-4 as necessary. 
Acid additives: corrosion inhibitor, iron control agent, mutual solvent (5% EGMBE), water wetting 
surfactant, nonemulsifier (optional) 
 
8
Leonard Kalfayan
A: Exemplo de tratamentos em arenitos 
A-2 GULFCOAST ACID/FINES-FIXING TREATMENT IN GRAVEL-PACKED WELLS 
Stage Fluid Volume 
1. Preflush Xylene 20 gal/ft 
2. Water diverter Xylene + surfactants 10 gal/ft 
3. Preflush Xylene 10 gal/ft 
4. Foam spacer Foam (service co. -specified) 400 gal/ft 
5. Diverter Foam diverter pill –(70% quality) 
6. Acetic preflush 10% aceticetic + 5% NH4Cl