Artigo Jack up

Prévia do material em texto

PROJETO DE PERFURAÇÃO DE POÇOS UTILIZANDO A SONDA DE 
PERFURAÇÃO JACK-UP 
BETTINA SIMIONI GALVÃO¹; CAROLINA XAVIER MAGALHÃES²; ISADORA 
MASCARENHAS DE ALMEIDA³; JAQUELINE MIRITZ REICHOW4; MARINA 
TOLFO GUERRA5. ANTONIO ALVES DA SILVA JUNIOR6. 
1Universidade Federal de Pelotas – bettina_s_galvao@hotmail.com 
2Universidade Federal de Pelotas – cxmagalhaes@gmail.com 
3Universidade Federal de Pelotas – isamascarenhas@live.com 
4Universidade Federal de Pelotas – jaqueline_reichow@hotmail.com 
5Universidade Federal de Pelotas – marina_tolfo@hotmail.com 
6Universidade Federal de Pelotas – alves.petroleo@gmail.com 
 
1. INTRODUÇÃO 
A eficiência de um projeto de perfuração é influenciada por diversos fatores, 
desde os processos anteriores à perfuração. Como o trabalho de engenheiros 
e geólogos que trabalham na escolha das melhores coordenadas da cabeça de 
poço, além de coordenadas de profundidade, longitude e latitude para atingir o 
local de maior interesse no ponto de vista geológico (de melhores porosidade e 
permeabilidade) e de acumulação de fluidos. 
Seguindo a perfuração, o poço deve ser abastecido de todas as facilidades 
químicas, físico-químicas e mecânicas para que a produção ou injeção de 
fluidos seja permitida, por meio do processo de completação. 
Neste projeto em específico, a sonda de perfuração escolhida é o que 
determina os processos a serem seguidos e os equipamentos necessários. A 
plataforma auto-elevável (Jack-Up) desenvolve papéis além da perfuração de 
poços, como a produção dos fluidos. Dentre suas vantagens, estão a 
resistência à ação das ondas e correntes após instalação, sua capacidade de 
apoiar em solos moles, por conta das sapatas e, economicamente falando, 
vantagem em operações em lâminas d’água superiores a 25m (e inferiores a 
120m). 
2. METODOLOGIA 
A parte inicial do projeto determina a seleção do objetivo do poço a ser 
perfurado, que podem, segundo a Petrobras: poço pioneiro (primeiro poço 
perfurado quando buscamos petróleo e/ou gás natural), poço estratigráfico 
(cujo objetivo é mapear dados geológicos das camadas de rocha e obter outras 
informações relevantes), poço de extensão (perfurado para ampliar ou 
demarcar os limites de uma jazida), poço de produção (serve para drenar o 
petróleo de um campo), poço de injeção (para aumentar ou melhorar a 
recuperação de fluidos de um reservatório, recebendo injeção de água e gás), 
etc. 
Seguindo o projeto de poço, o programa de revestimento e cimentação 
deve ser determinado. 
Revestimentos de poços de petróleo apresentam diversas funções, dentre 
elas, a prevenção do colapso e faturamento da parede do poço acima da 
sapata e o isolamento de determinadas formações como forma de evitar 
contaminação tanto do ambiente quanto do poço. Segundo o American 
Petroleum Institute (API), o revestimento corresponde a um tubo de aço com 
diâmetro externo que varia entre 4,5 e 20 polegadas, alojado e cimentado no 
poço para que promova as características citadas anteriormente. 
O conjunto de operações destinadas a equipar o poço para produzir óleo ou 
gás é denominada completação, onde são necessários equipamentos, 
instalados tanto na superfície como na subsuperficie (no interior do poço). 
 
Parte principal desta fase de equipar o poço é a determinação da cabeça de 
poço, que é um conjunto de equipamentos onde os revestimentos são 
ancorados. Tem como objetivo guiar a descida e a instalação de equipamentos, 
sustentar o BOP e o peso dos revestimentos. Na sonda em questão, a cabeça 
de poço é localizada na superfície. 
 
O BOP (blowout preventer), equipamento de segurança do poço que tem a 
função de vedar o anular do mesmo em casos de risco a segurança 
operacional, como, por exemplo, a ocorrência de influxos no poço. Instalado 
após o assentamento do revestimento de superfície em conjunto com o riser de 
perfuração, provendo conexão do poço com a sonda de perfuração e, portanto, 
permitindo o retorno do fluido de perfuração até a unidade. 
 
Segundo Rocha et al. (2006) existem atualmente no mercado preventores 
capazes de resistir a pressões na ordem de 5000, 10000, 15000 e até 20000 
psi. Para dimensionar o BOP, diversos critérios podem ser utilizados, sendo 
eles: 
• Baseado na pressão de poros; 
• Levando em conta os efeitos da lâmina d’água; 
• Baseada na pressão de fratura; 
• Baseada na resistência do revestimento; 
 
Uma das funções do fluido de perfuração é reduzir o atrito entre as paredes 
do poço e da coluna de perfuração, mantendo assim o ECD abaixo da pressão 
hidrostática do fluido de perfuração e também dentro da janela operacional que 
é delimitado pela pressão de poros e pela pressão de fratura. 
Caso o ECD fique abaixo do valor da pressão de poros, ocorrerá um Kick, 
que é um fluxo indevido para dentro do poço. Por outro lado, se o ECD ficar 
maior que o valor da pressão de fratura, ocorrerá uma invasão do poço para a 
formação, podendo acontecer um desmoronamento do poço. Para que o fluido 
de perfuração seja determinado corretamente, deve ser analisado o tipo de 
formação a ser perfurada, a faixa de temperatura, a resistência mecânica, a 
permeabilidade, a pressão de poros da formação e os aspectos ambientais. 
Um dos principais equipamentos na perfuração, a broca é a peça que corta 
a rocha quando se perfura um poço de petróleo. Localizada na ponta da coluna 
de perfuração, abaixo do drill colar e do drill pipe, é um dispositivo giratório que 
geralmente consiste em dois ou três cones, fabricados com materiais de 
extrema dureza, onde se encontram dentes afiadíssimos. Para que ela seja 
adequada para a formação, princípios fundamentais para vencer os esforços 
da rocha são utilizados como base. 
A taxa de penetração é um dos parâmetros mais importantes na perfuração 
de poços, pois a mesma tem relação direta com o tempo gasto perfurando, 
bem como o custo ao final da atividade. Por isso, sua estimação considera 
diferentes tipos de broca e abrange diversos parâmetros que afetariam tal taxa. 
Segundo Bourgoyne et al. (1986) os principais parâmetros seriam o tipo de 
broca, características da formação, propriedades dos fluidos de perfuração, 
peso sobre a broca e rotação, desgaste da broca e hidráulica da broca. 
3. RESULTADOS E DISCUSSÃO 
O poço desenvolvido neste projeto foi o de produção, já que foi baseado no 
banco de dados fornecido pelo professor da disciplina de Perfuração. Sendo 
assim, informações como litologia, viabilidade, etc. já eram conhecidas. 
Em seguida, ocorreu a definição da profundidade de assentamento das 
sapatas pela janela operacional, que não foi uma medida direta. Para o caso 
em questão, o ideal seria realizar o método experimental de tolerância ao kick. 
Na impossibilidade deste, foram definidas as profundidades de acordo com a 
análise dos dados das pressões, em especial de fratura. Então definiram-se 
sapatas as profundidades de 2490ft, 6490ft, e 8400ft, que determinam as três 
fases da formação. Sendo assim, a coluna de revestimento fora definida com 
pequenos diâmetros de tubo, vista a pequena profundidade do poço projetado, 
sendo eles 13 3/8’’, 9 5/8’’ e 7’’. 
Determinada a quantidade de pasta de cimento que foi utilizada, os tipos 
de cimento A, G e G foram designados para as fases 1, 2 e 3, respectivamente, 
de acordo com as suas profundidades. 
Para a escolha da melhor cabeça de poço, o revestimento intermediário 
foi considerado, pois serve de apoio para os equipamentos e é necessário 
evitar flambagem devido ao grande peso causado pelos mesmos. Optou-se 
pelo sistema MBW de cabeça de Poço Multibowl, disponibilizado pela Vetco 
Gray que possui um design para redução de tempo, aumentar a segurançae 
diminuir o custo total do poço. É ideal para campos em desenvolvimento, 
encontra-se disponível para pressões até 10kpsi e não há necessidade de 
remoção e reinstalação de conjunto de BOP para cada coluna de revestimento. 
A escolha do BOP deu-se pelo critério da pressão dos poros, onde se 
estipulou um valor de gradiente médio e a profundidade final de projeto, 
propostos pelo banco de dados. Sendo a pressão de poros obtida 9683,44 psi, 
o BOP escolhido foi o de 10kpsi. 
Dados os cálculos de ECD, os fluidos de perfuração foram 
determinados, sendo eles à base d’água e lama à base cal, com espessantes e 
redutores de filtrados como seus aditivos. 
Na formação estudada, as litologias correspondem a folhelhos/argilitos, 
arenitos e calcários, todas rochas duras, o que ocasionou na utilização da 
broca PDC em três tipos de diâmetro. 
Utilizando os dados da taxa de penetração, profundidade, e o total drill 
pipes, o tempo de projeto pode ser determinado em aproximadamente 30 dias. 
 
4. CONCLUSÃO 
Com o desenvolvimento deste trabalho, pudemos observar as dificuldades 
que envolvem um projeto de poço e a sua importância na perfuração. 
 
5. REFERÊNCIA BIBLIOGRÁFICAS 
BORGOYNE, A. YOUNG, F. S. CHEVERNET, M. E. & MILLHEIN, K. K. 
Applied Drilling Engineering. SPE Textbook Series, 1986, 2v. 
DA SILVA, V. C. Simulador computacional de planejamento e perfuração 
em tempo real de poços verticais. 2012. Monografia – Curso de Engenharia 
de Petróleo – Universidade Federal do Rio de Janeiro. 
Grupo de Tecnologia e Engenharia de Petróleo. Hidráulica de Poços. 
Acessado em 16 aug. 2017. Disponível em: 
http://wellborehydraulics.gtep.civ.puc-rio.br/pt/?page_id=57 
PETROBRAS. Conheça os diferentes tipos de poços de petróleo e gás 
natural. 07 apr. 2015. Acessado em 16 aug. 2017. Disponível em: 
http://www.petrobras.com.br/fatos-e-dados/conheca-os-diferentes-tipos-de-
pocos-de-petroleo-e-gas-natural.html