EEW411 - Controle de Poços

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ç
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 a
b
a
ix
o
 
EEW-411 
Perfuração de Poços I 
Prof. Paulo Couto 
Engenharia do Petróleo 
POLI/COPPE/UFRJ 
 
Prof. Shiniti Ohara 
Barra Energia 
Agosto / 2011 
Parte 3 – Hidráulica e controle de poço 
2 
Fases de um Poço: 
 
 Perfurar 
 
 Revestir 
 
 Cimentar 
 
Testar 
Procedimentos de perfuração 
3 
Procedimentos de perfuração 
• Objetivo Primordial da perfuração: 
–Perfurar um poço com segurança: 
–Sem causar instabilidades nas 
rochas cortadas (colapso, 
fraturamento) 
–Sem permitir influxo de fluidos da 
formação (água, óleo, gás) 
4 
Poço Típico antes da Descida do Revestimento 
Tanto em Terra como no Mar 
Procedimentos de perfuração 
5 
Procedimentos de perfuração 
Operações Rotineiras - Perfuração 
 
• Perfuração é a etapa na qual há um 
aumento na profundidade do poço. 
• Se caracteriza por peso e rotação 
sobre a broca e pela circulação de 
fluido. 
• O peso e a rotação tem a função de 
destruir as rochas, já o fluido retira os 
cascalhos gerados pela broca e o 
transporta para a superfície. 
6 
 
 
 
A circulação consiste em 
se manter apenas o 
fluido sendo bombeado, 
sem peso sobre a broca, 
assim não se tem avanço 
na perfuração e apenas 
consegue-se a limpeza 
do poço. 
Procedimentos de perfuração 
Operações Rotineiras – Circulação 
7 
Operações Rotineiras – Manobra de 
conexão 
 
Na perfuração convencional o poço é 
perfurado de tubo em tubo, 
aproximadamente, (9 metros) já na 
perfuração com top-drive a perfuração 
é feita de seção em seção (28 metros) 
Procedimentos de perfuração 
8 
Operações Rotineiras – 
Manobra de desconexão 
 
A manobra é a operação de 
retira de descida da coluna. 
Só a retirada ou a descida 
da coluna é chamada de 
meia manobra, já quando a 
retirada e a descida são 
parciais (até determinada 
profundidade) é conhecida 
como manobra curta. 
Procedimentos de perfuração 
9 
• Conexão: Colocação do Tubo no Buraco do Ratinho 
Procedimentos de perfuração 
10 
• Conexão: Apoio da Coluna 
Procedimentos de perfuração 
11 
• Conexão: Colocação do Kelly 
Procedimentos de perfuração 
12 
• Retirada da Coluna: Manobra 
Procedimentos de perfuração 
13 
• Retirada da Coluna: Manobra 
Procedimentos de perfuração 
14 
• Retirada da Coluna: Manobra 
Procedimentos de perfuração 
15 
• Retirada da Coluna: Manobra 
Procedimentos de perfuração 
16 
• Descida da Coluna: Manobra 
Procedimentos de perfuração 
17 
• Descida da Coluna: Manobra 
Procedimentos de perfuração 
18 
• Descida da Coluna: Manobra 
Procedimentos de perfuração 
19 
• Operações Específicas: Perfilagem 
Após a perfuração de uma 
fase do poço e antes de 
revestir é comum a 
descida de registradores 
para se medir algumas das 
propriedades da formação. 
Procedimentos de perfuração 
20 
Existem vários perfis, com 
diferentes raios de 
investigação 
• Operações Específicas: Perfilagem 
Procedimentos de perfuração 
21 
Projeto do Poço 
Pressão hidrostática (Ph) de uma coluna de fluido: 
 
Ph = ρ  g  h 
 
Em unidades de campo: Ph = 0,1706  ρ  h 
Ph em Psi, ρ em lbm/gal (ppg) e h em metros 
Para um dado fluido (ρ) a pressão hidrostática depende 
somente da altura 
Para a água, a pressão aumenta 1 atm para cada 10 
metros de coluna 
22 
Projeto do Poço 
Gradiente: 
O gradiente é uma densidade equivalente à 
pressão hidrostática: 
 
G = Ph/(0,1706  h) 
 
Como líquidos são, em geral, incompressíveis, o 
gradiente, expresso em ppg, é constante com a 
profundidade 
23 
Projeto do Poço 
Pressão de poros (Pp): 
É a pressão produzida pela coluna de água contida nos 
poros que se estende da superfície até o ponto 
considerado; 
O gradiente de poros (Gp) que expressa a pressão de poros 
normal é: 
 
8.33 ppg < Gp < 8.9 ppg 
 
Este gradiente é equivalente à pressão que os fluidos 
contidos na formação (óleo, gás e água) possuem. 
24 
Projeto do Poço 
Tensão de fratura (σf): 
Pressão necessária ao fluido de perfuração para 
causar uma fratura na formação (rocha) 
É causada principalmente pelo peso das camadas 
de solo sobrepostas uma sobre as outras 
O gradiente de fraturas é: 
 
Gf = σf/(0,1706  h) 
25 
Projeto do Poço 
Para evitar o kick: 
A pressão 
hidrostática do 
fluido de 
perfuração deve 
ser maior ou 
igual à pressão 
de poros (Ph ≥ Pp) 
Pp Ph
Formação Poço
aberto
Pp Ph
Formação Poço
aberto
26 
Projeto do Poço 
Para evitar o kick: 
A pressão hidrostática 
do fluido de perfuração 
deve ser menor que a 
pressão de fratura da 
formação (Ph < σf) 
Se houver fratura, a 
formação “bebe” o 
fluido 
Diminui a pressão 
hidrostática 
Risco de kick 
aumenta!!! 
Ph
FormaçãoPoço
aberto
sfPh
FormaçãoPoço
aberto
sf
27 
Projeto do Poço 
Durante a perfuração: Gp < ρ < Gf 
Gradiente (ppg)
Pr
of
un
di
da
de
 (m
)
Gp Gf
r
m
20”
13 3/8”
9 5/8”
7”
28 
Projeto do Poço 
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
5000
8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20
Gradientes [lb/gal]
Pr
of
un
di
da
de
[m
]
Overburden Poros Fratura LOT RFT
Condutor
Superfície
Intermediários
Produçao
29 
Hidráulica da perfuração 
Motivação: 
Fluido de Perfuração e Pasta de Cimento 
Necessidade de conhecer 
Pressões estáticas e dinâmicas associadas a cada operação 
executada no poço 
Otimização de parâmetros 
Pressão de Bombeio, Vazão de Injeção e Dimensionamento 
dos Jatos da Broca 
Otimizar a taxa de penetração 
Capacidade de Remoção de Sólidos 
30 
Hidráulica da perfuração 
Muitos fatores influencia a performance da 
perfuração do qual a hidráulica é um dos mais 
importantes. 
Além de outras funções, o fluido de 
perfuração é responsável pelo carreamento 
dos cascalhos e por fornecer potência 
hidráulica para limpar o fundo do poço abaixo 
da broca. 
31 
Hidráulica da perfuração 
Sistema de Circulação 
Um sistema convencional de circulação consiste 
da bomba de lama que bombeia o fluido de 
perfuração através de mangueiras, tubos e broca 
até o fundo do poço com posterior retorno 
através do anular poço-tubos e revestimentos-
tubos até o tanque de lama. 
32 
Hidráulica da perfuração 
Sistema de circulação 
LINHA DE SUCÇÃO 
LINHA DE DESCARGA 
PENEIRA 
DE LAMA 
TANQUE DE 
LAMA 
JATOS DA BROCA 
POÇO 
ESPAÇO ANULAR 
TUBO DE PERFURAÇÃO 
LINHA DE RECALQUE KELLY 
CABEÇA DE INJEÇÃO 
(SWIVEL) 
MANGUEIRA 
DE LAMA TUBO BENGALA 
BOMBA DE LAMA 
33 
Hidráulica da perfuração 
As principais variáveis que precisam ser 
conhecidas para se calcular a hidráulica são: 
Vazão das bombas (gpm) 
Área de fluxo dos diversos condutos (drill pipe, 
drill collars, etc) por onde o fluida irá passar 
Comprimentos dos diversos elementos 
Propriedades do fluido a ser circulado 
34 
Hidráulica da perfuração 
Pressão hidrostática (Ph) de uma coluna de 
fluido: 
Ph = P0 + (ρ  g  h) 
Em unidades de campo: Ph = 0,1706  ρ  h 
Ph em Psi, ρ em lbm/gal (ppg) e h em metros 
Para um dado fluido (ρ) a pressão hidrostática 
depende somente da altura 
Para a água, a pressão aumenta 1 atm para cada 
10 metros de coluna 
35 
Hidráulica da perfuração 
Pressão hidrostática (Ph) de uma coluna de gás: 
 
Ph = P0 Exp[(M  h)/(Z  R  T)] 
 
M = peso molecular 
h = altura da coluna de gás 
Z = fator de compressibilidade 
R = constantedo gás 
T = temperatura d gás 
36 
Hidráulica da perfuração 
Exemplo: Calcule a massa específica do fluido de 
perfuração para que, em condições estáticas, ele seja 
capaz de evitar que um reservatório, a 3720 m de 
profundidade e com pressão de poros de 8500 psig, 
produza para o poço. 
 
Ph = 0,1706  ρ  h 
 
ρ = Ph / (0,1706  h) = 8500 / (0,1706  3720) 
 
ρ = 13,4 lbm/gal (ppg) 
37 
Esquema da Circulação de Poço 
intpump s B anP P P P P       
Superfície Interior da Coluna 
Broca Anular 
Bomba 
Hidráulica da perfuração 
Bomba
BOP
Gp
Riser
r
mud
38 
Hidráulica da perfuração 
Pressão no Fundo do Poço ou 
Bottom Hole Pressure (BHP) 
Pressão 
Hidrostática 
Pressão 
Anular 
anularh PPBHP 
Pressão no Fundo do Poço ou 
Bottom Hole Pressure (BHP) 
Havendo Pressão na Superfície (PS) 
Sanularh PPPBHP 
Bomba
BOP
Gp
Riser
r
mud
39 
Hidráulica da perfuração 
Um Sistema Básico consiste de drill pipe, drill 
collars e broca. Etapas da otimização: 
Escolher os equipamentos de modo a manter as 
perdas no mínimo para as vazões a serem 
utilizadas. 
Selecionar o método de otimização (Máxima 
Potência e Máxima Força de Impacto) 
Determinar a Vazão Ótima 
Ajustar a vazão abaixo das limitações do sistema 
40 
Hidráulica da perfuração 
Existem dois métodos para otimizar sistemas 
com Downhole Tools: 
Subtrai-se a pressão a ser utilizada pela downhole 
tool da pressão da bomba e então otimiza-se o 
sistema. 
Otimiza-se o sistema como se não existissem 
downhole tool e então otimiza-se o sistema. A 
pressão a ser utilizada da downhole tool será 
então subtraída da pressão da broca. 
41 
Hidráulica da perfuração 
Jatos da broca: 
Papel dos Jatos da Broca 
Aumentar a capacidade de limpeza do o fluido de 
perfuração no fundo do poço 
Remover os fragmentos de rocha, contribuindo para o 
aumento da vida útil da broca 
Dimensionamento dos Jatos de Broca 
Otimizar a taxa de penetração e a vida útil da broca 
Compatível com os recursos disponíveis e com o projeto e 
planejamento do poço 
42 
Hidráulica da perfuração 
43 
Hidráulica da perfuração 
44 
Hidráulica da perfuração 
Perda de carga nos jatos da broca: 
 
Pb = (8,31110
–5  ρ  q2)/(Cd
2At
2) 
 
Pb em psi 
ρ em lbm/gal (ppg) 
q = vazão de fluido (gpm) 
Cd = coeficiente de descarga (Cd = 0,95) 
At = área total dos jatos da broca (in
2) 
45 
Hidráulica da perfuração 
Para se determinar as perdas de carga no 
interior da coluna e no anular é necessário 
determinar o comportamento reológico do 
fluido de perfuração 
 
Comportamento da taxa de deformação  
tensão de cisalhamento 
46 
Hidráulica da perfuração 
Exemplo das placas paralelas: 
dv 
dy g g  
dy 
dv 
F 
A 
t  
F 
A 
47 
Hidráulica da perfuração 
Modelos de fluidos: 
Modelo Newtoniano (Fluido Newtoniano) 
Modelo de Bingham (Fluido não-Newtoniano) 
Modelo da lei de potência (Fluido não-
Newtoniano) 
Modelo de Bingham generalizado (Herschel-
Bulkley) 
48 
Hidráulica da perfuração 
Modelo Newtoniano: a tensão (σ) é linearmente 
proporcional à taxa de deformação (g) 
t 
g 
Constante de proporcionalidade: 
μ = viscosidade 
σ = μ g 
49 
Hidráulica da perfuração 
Modelo de Bingham: t = μp g + tl 
t 
g 
μp - Viscosidade Plástica 
tl - Limite de Escoamento 
50 
Hidráulica da perfuração 
Modelo da lei de potência: t = K gn 
n – Índice de 
Comportamento 
K – Fator de Consistência 
t 
g 
Pseudoplástico – n < 1 
Dilatante – n > 1 
51 
Hidráulica da perfuração 
Modelo de Bingham generalizado 
 (Herschel-Bulkley): t = K gn+ tl 
 
n – Índice de 
Comportamento 
K – Fator de Consistência 
tl - Limite de Escoamento 
 
t 
g 
52 
Hidráulica da perfuração 
Perdas de carga na coluna: 
Calcular a velocidade média do escoamento: 
vmed = q/(2,448 d
2), para o interior do tubo 
vmed = q/(2,448 (de - di)
2), para o anular 
 
Determinar o tipo de escoamento: 
Número de Reynolds: Re = (ρvd)/μ 
Laminar (Re < 2100) 
Turbulento (Re > 4000) 
Transição (2100 < Re < 4000) 
53 
Hidráulica da perfuração 
Para escoamento laminar e fluido 
Newtoniano: 
 
2
32 medvdp
dx d
 

 
2
48 med
e i
vdp
dx d d
 


No interior da 
coluna 
No anular 
54 
Hidráulica da perfuração 
Para escoamento turbulento e fluido 
Newtoniano: 
0,8 0,2 1,8
1,2
0,1 medvdp
dx d
r   

 
0,8 0,2 1,8
1,2
0,127 med
e i
vdp
dx d d
r   


No interior da 
coluna 
No anular 
55 
Hidráulica da perfuração 
Modelo de Bingham: 
 Laminar Turbulento 
2
32 e medvdp
dx d
 

 
2
48 e med
e i
vdp
dx d d
 


0,8 0,2 1,8
1,2
0,1 e vdp
dx d
r   

 
0,8 0,2 1,8
1,2
0,127 e
e i
vdp
dx d d
r   


No interior da coluna 
No anular 
56 
Hidráulica da perfuração 
• Modelo da Lei de Potência: 
Laminar (Re < 3470 – 1370.n) Turbulento (Re > 3470 – 
1370.n) 
No interior da coluna 
No anular 
 
2
3 132
4
e
nvdp
dx d n
 

 
 
2
2 148
3
e
e i
nvdp
dx nd d
 


 1 2
1
3 12
4
bb b b
e
b
nc vdp
dx d n
r  



 
 1 2
1
2 12
30,8165
bb b b
e
b
e i
nc vdp
dx nd d
r  



  
 
7
log4,1 n
b


 
50
5,2log 

n
c
57 
Hidráulica da perfuração 
ECD: Equivalente Circulation Density 
Densidade equivalente à pressão na face da 
formação no fundo do poço (BHP) considerando a 
circulação do fluido de perfuração (pressão de 
bombeamento) 
anularh PPBHP 
0,1706
BHP
ECD
h


58 
Exemplo de 
Dimensionamento do BOP 
 Um poço será perfurado até a profundidade de 
4.550 metros onde o gradiente de poros máximo 
de 15,50 lb/gal é esperado. Qual o BOP a ser 
usado nestas condições? 
 
59 
Suposição: gradiente de gás com densidade igual a 2,0 lb/gal 
Psuperf = 0,17*H*Gpmax - Pgas 
Pgas = 0,17*4.550 *2,0 = 1.547 psi 
Ppmax= 0,17*15,50*4.550 = 11.989 psi 
Psuperf = 11.989 – 1.547 = 10.442 psi 
Os BOPs são normalmente fabricados em ranges de pressão de 5.000 psi, 
10.000 psi e 15.000 psi 
Assim um BOP de 15.000 psi deverá ser utilizado 
Psuperf = Ppmax - Pgas 
Exemplo de 
Dimensionamento do BOP 
60 
Controle de Poço 
Causa Básica: 
 
Pressão de Poros > Pressão no Fundo do Poço 
 
Cenários: 
 
Pressão de Formação Anormal 
 
Redução da Pressão no Fundo do Poço 
 
61 
Causas de Kick 
• Falta de Ataque ao Poço 
• Pistoneio 
• Perda de Circulação 
• Pressões Anormais e Peso de Lama 
Insuficiente 
• Gás nos Cascalhos 
• Cimentação Inadequada 
62 
Falta de Ataque ao Poço 
• Decorre da falha do pessoal da sonda em não 
manter o poço cheio de lama quando da 
retirada da coluna de perfuração durante uma 
operação de manobra. 
• A prática usual é completar o poço a cada 
retirada de 3 a 5 seções de tubos e cada 
seção de comando, ou manter o poço cheio 
durante toda a manobra. 
63 
Pistoneio 
• O pistoneio de refere à ação pistão-cilindro da 
coluna de perfuração no poço. Dois tipos de 
pistoneio podem aparecer na manobra da 
coluna de perfuração: o pistoneio hidráulico e 
o pistoneio mecânico 
– Pistoneio hidráulico causado devido a tendência 
da lama de querer acompanhar a coluna durante a 
retirada da mesma 
–Pistoneio mecânico ocorre devido a obstrução 
entre a coluna e o poço (ex. enceramento da 
broca) 
64 
Perda de Circulação 
• Quando ocorre perda de circulação, a altura 
de fluido dentro do poço diminui reduzindo 
assim a pressão hidrostática em todos os 
pontos do poço. Nestas condições um kick 
pode ocorrer. 
65 
Pressões Anormais e Peso de 
Lama Insuficiente 
• Gás nos Cascalhos 
– À medida que os cascalhos de uma formação 
portadora de gás são transportados anular acima, 
o gás, inicialmente contido em seus poros se 
expande (devido a redução de pressão); a maior 
parte dele deixa os poros dos cascalhos e se 
incorpora à lama. Diz-se que que neste caso a 
lama está cortada por gás. 
66 
Cimentação Inadequada 
• No início da pega do cimento forma-se uma estrutura 
auto-sustentável que faz com que a hidrostática da 
pasta se reduza à hidrostática da água de mistura, 
enquanto existe permeabilidade ao gás. Isto pode 
causar um kick. 
67 
Indícios de Kicks 
• Aumento do volume de lama nos tanques 
• Aumento da vazão das bombas 
• Fluxo com as bombas desligadas 
• Poço aceitando menos lama que o volume de 
aço retirado 
• Poço voltando mais lama que o volume de 
aço descido 
68 
• Aumento na taxa de penetração 
• Corte da lama por água 
• Corte da lama por gás 
• Redução na pressão de circulação e aumento 
na velocidade de bombeio 
Indícios de Kicks 
69 
Comportamento do Fluido Invasor 
 Quando ocorre um kick, temos a invasão do 
poço por água, óleo, gás ou uma combinação 
destes fluidos. A água e o óleo expandem-se 
pouco do fundo do poço até a superfície e o 
controle é muito mais fácil do que se tivéssemos 
gás como fluido invasor. 
70 
Comportamento de um Kick de Gás 
 Kick de gás com o poço mantido fechado 
– Nesse caso não é permitida a expansão do gás. 
Todavia o gás migra trazendo consigo a pressão que 
originou o kick e aumentando a pressão em todos 
os pontos do poço. Assim teremos maiores pressões 
na sapata do último revestimento descido no fundo 
do poço, na superfície, etc. Isso poderá levar a 
fratura das formações ou falha dos equipamentos de 
superfície. 
71 
Migração de um Kick de gás com o 
BOP mantido fechado 
750 m 
1500 m 
2250 m 
3000 m 
PF = 5400 psi 
ppgeq 8,10r
ppgmud 8,10r
PF = 5400 psi 
1 Bbl 
1 Bbl 
1 Bbl 
PF = 5400 psi 
ppgeq 1,14r
BHP = 6675 psi BHP = 7950 psi BHP = 10500 psi 
1 Bbl 
PF = 5400 psi 
ppgeq 5,17r
ppgeq 1,24r
Ps = 300 psi Ps = 1575 psi Ps = 2850 psi Ps = 5400 psi 
72 
 Kick de gás com o poço aberto 
– Se o poço é mantido aberto, a pressão vai se 
reduzindo e o gás se expandindo, a medida que 
vai se aproximando da superfície 
– A expansão do gás pode ser estimada pela 
equação geral dos gases: 
22
22
11
11
TZ
VP
TZ
VP

P,V e Z são pressões, volumes e 
constante dos gases à diferentes 
profundidades 
Comportamento de um Kick de Gás 
73 
 Com que volume 1 Bbl de gás, que 
invade o poço com uma pressão de 
5.400 psi à 3.000 metros de 
profundidade, chega à superfície. 
Assuma o gás como sendo ideal. 
Migração de um Kick de gás com o 
BOP mantido aberto 
74 
bl 368
7,14
1*7,5414
?
)sup ( 7,14
 1
 7,5414 7,14 400.5
2
11
2
2
2
1
1
2211
B
P
VP
V
V
erfícienapressãopsiP
BblV
absoluta)(pressãopsipsipsiP
VPVP






Note que o Kick considerado tinha apenas 1 Bbl. Se imaginarmos 
um Kick na ordem de 30 a 50 Bbl, chegaremos a conclusão que a 
circulação de um Kick com o poço aberto é impraticável 
Migração de um Kick de gás com o 
BOP mantido aberto 
75 
Circulando um kick de gás para 
fora do poço 
• Kick de gás com o poço mantido fechado 
– Leva à altas pressões que podem levar a fratura da 
formação ou danificar equipamentos. 
• Kick de gás com o poço mantido aberto 
– Leva a uma grande expansão de gás tornando a 
operação de controle impraticável 
Circular o Kick com expansão controlada mantendo a 
pressão no fundo de modo a balancear a pressão da 
formação 
76 
Procedimentos para Fechar o Poço 
• A ocorrência de um kick pode ocorrer nas 
seguintes situações: 
– Perfurando 
– Manobrando tubos de perfuração 
– Manobrando comandos 
– Sem coluna no poço 
– Descendo revestimento, etc 
77 
• Cuidados devem ser tomados em cada situação. 
mas as diretrizes gerais são: 
– Parar a mesa rotativa 
– Abrir a válvula hidráulica de controle remoto do choke 
– Parar a bomba 
– Fechar o preventor 
– Fechar o choke 
– Ler e registrar as pressões no interior e no anular do 
poço 
Procedimentos para Fechar o Poço 
78 
Informações e Cálculos para 
Controle de um Kick 
• Informações Prévias: 
– São informações que devemos ter independente de 
ocorrer ou não um kick 
• Informações Sobre o Kick 
– São aquelas só podem ser registradas quando da 
ocorrência do kick 
79 
• Informações Prévias: 
 
– Máxima pressão permissível no revestimento baseada na 
pressão de trabalho do equipamento de segurança (BOP) e na 
resistência à pressão interna do revestimento 
– Máxima pressão permissível no revestimento baseada no 
gradiente de fratura 
– Capacidade dos tubos, comandos e anulares 
– Capacidade de deslocamento e eficiência volumétrica das 
bombas de lama 
– Vazão e pressão reduzida de circulação 
– Volume total de lama no sistema de circulação 
 
Informações e Cálculos para 
Controle de um Kick 
80 
• Uma vez detectado um kick é necessário 
fechar o poço. A seguir deve-se registrar as 
seguintes informações: 
– Pressão de fechamento do revestimento (SICP). 
– Pressão de fechamento do drill pipe (SIDPP). 
– Volume de lama ganho nos tanques. 
– Profundidade vertical e medida da broca ou da 
extremidade da coluna. 
Informações e Cálculos para 
Controle de um Kick 
81 
águadekickppg,
 e gáságua, óleoppg,ppg,
óleodekickppgppg
gásdekickppg
C
V
SIDPPSICP
ou
h
SIDPPSICP
kick
kick
kick
kick
an
kick
mudkick
kick
mudkick
 348
 348 77
 7,7 0,6
 0,6
*1706,0
 
*1706,0
r
r
r
r
rr
rr









 






 

Densidade do Kick 
Tipo de Kick 
82 
hmudnew
hmud
D,BHP
ou
D*,SIDPPBHP
**17060 
 
*17060
 r
r


Pressão no Fundo 
h
mudmudnew
D
SIDPP
*1706,0
  rr
Densidade da Lama Nova 
Densidade da Nova Lama para 
Controlar o Kick 
83 
Quantidade de Baritina para 
Aumentar a Densidade da Lama 
 
• O peso de baritina por barril de lama requerido para se 
aumentar a densidade do fluido de perfuração e o decorrente 
aumento de volume de lama (Bbl) são dados pelas expressões: 
 
 Bbl
W
V
librasVWW
B
B
mudBB
 
1500
 *

 Volume 
de 
Lama 
(Bbl) 
Volume adicional 
de Lama (Bbl) devido 
a adição de baritina 
Peso de baritina 
 lamadebbllibrasW
mudnew
mudmudnew
B / 
8,35
*1500 
 
 








 r
rr
84 
Pressão Inicial de Circulação - PIC 
• É a pressão de circulação a ser mantida no 
drill pipe, enquanto estiver sendo utilizada 
lama original, de modo a manter no fundo do 
poço uma pressão igual a pressão da 
formação adicionada de uma margem de 
segurança. Isto evitaria novas invasões 
durante a circulação do kick. 
85 
• É a pressão de circulação que deve ser 
mantida no drill pipe após a lama nova ter 
chegado na broca de modo a continuarmos a 
ter no fundo do poço umapressão igual ou 
ligeiramente superior à pressão da formação. 
Pressão Final de Circulação - PFC 
86 
Pressão Inicial e Final de 
Circulação do Kick 
Pressão Inicial de Circulação 
 
SIDPPPRCPIC 
Pressão Final de Circulação 
mud
mudnewPRCPFC
r
r 
87 
Métodos de Controle de Kicks 
• Qualquer método tem os seguintes objetivos: 
– Expulsão do fluido invasor 
– Substituição da lama existente no poço por lama 
de densidade adequada para conter a pressão da 
formação que originou o kick. 
88 
• Três método são largamente utilizados: 
 
– Método do Sondador (Driller’s Method) 
• Consiste em primeiro expulsar o fluido invasor 
usando lama original, e em seguida, bombear 
lama nova até encher o poço. 
– Método do Engenheiro (Wait and Weight 
Method) 
• A circulação d fluido invasor é feita já com a 
lama nova, isto é, após proceder-se ao aumento 
de densidade. 
– Método Simultâneo 
• Aumento gradual e progressivo da densidade da 
lama, e em paralelo, na circulação do fluido 
invasor, até que seja atingido o peso da lama 
nova adequado ao controle da formação. 
Métodos de Controle de Kicks 
89 
Controle de Kicks em Águas 
Profundas 
• O controle do poço em águas profundas é afetado 
pelos seguintes aspectos: 
 
– Baixo gradiente de fratura e próxima da pressão de poros 
– Longas linhas de choke que causam aumento das perdas de 
carga levando a fratura da formação 
– Expulsão de gás remanescente que tenha ficado trapeado no 
riser 
90 
Kicks Gás em Fluidos Base Óleo 
A solubilidade do gás em fluido base óleo faz com o controle de 
kicks de gás nesses fluidos sejam mais críticos do que em outras 
situações. 
Quando o gás entra em contato com uma lama base óleo, parte 
dele se dissolve no fluido. A parte não dissolvida será função da 
pressão, temperatura, vazão e composição do gás. Se grande parte 
do influxo se dissolver no fluido de perfuração, a detecção do kick 
na superfície será prejudicada. Portanto, grandes quantidades de 
influxo podem ocorrer sem que sejam notados na superfície. 
A redução da pressão sobre o gás dissolvido quando a lama 
contaminada chega perto da superfície poderá fazer com que 
grande quantidade de gás saia de solução surpreendendo o pessoal 
da sonda. 
Dessa forma, o rápido fechamento do poço durante um kick de gás 
quando se esta usando fluido a base óleo é de grande importância. 
 
 
91 
Referências Bibliográficas 
Bourgoyne, A.T., M.E. Chenevert, K. Milheim, and F.S. Young. 
Applied Drilling Engineering, SPE Textbook Series, Richardson, 
Texas (1986). 
Grace, R. D. Advanced Blowout & Well Control. Houston, 
Texas: Gulf Publishing Company, 1994. 396 p. 
Artigos diversos da SPE (www.onepetro.org). Acesso gratuito a 
partir da UFRJ.