1 e 2 - FLU_CEP2013

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Conteúdo:
Definição de Fluido de Perfuração
Funções do Fluido
Tipos de Fluido
Fluidos Aquosos
Fluidos Não-Aquosos
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O fluido de perfuração é constituído de um veículo ou base e aditivos:
O veículo é o líquido ou gás que será o principal componente do fluido e servirá
de meio de transporte para os demais aditivos. Ele é o principal constituinte do
fluido. Existem diversas bases possíveis para um fluido e ele normalmente é
classificado em função dela.
Os aditivos são sólidos ou líquidos que são misturados ou dissolvidos ao veículo
para modificar suas propriedades. A unidade utilizada para medir a concentração
de aditivos é a libra por barril (lb/bbl). Existem aditivos colocados em
quantidades tão pequenas quanto 0,1 lb/bbl até aditivos colocados às dezenas
de libras por barril.
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Remover cascalhos
Fluidos de perfuração carreiam os fragmentos de rocha escavados pela brocaFluidos de perfuração carreiam os fragmentos de rocha escavados pela broca
até a superfície. A quantidade, tamanho e forma dos cascalhos são
determinados pelo tipo de broca e pela velocidade de perfuração.
Um carreamento eficiente depende do fluido e dos cascalhos. Cascalhos
menores e em menor quantidade são carreados com mais facilidade. A vazão e
a viscosidade do fluido também são parâmetros importantes nesse carreamento.
Fluidos mais viscosos e circulados a vazões mais altas carreiam melhor.
Entretanto, aumentar a vazão e a viscosidade significa aumentar a perda de
carga associada ao bombeio e, portanto, as pressões no fundo do poço. Deve-
se buscar um equilíbrio entre esses fatores.
Embora a densidade do fluido também afete a velocidade de sedimentação dos
cascalhos, já que afeta o empuxo, ela afeta muito mais a pressão no fundo do
poço. Por isso, nunca se aumenta o peso do fluido no intuito de melhorar a
limpeza do poço.
Alta rotação da coluna de perfuração introduz um componente circular no
movimento do fluido dentro do anular. Aumentar a rotação da coluna é um dos
melhores métodos de incrementar a limpeza em poços horizontais ou de grande
ângulo.
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Sustentar cascalhos
Os fluidos de perfuração são tixotrópicos, ou seja, eles gelificam quando emOs fluidos de perfuração são tixotrópicos, ou seja, eles gelificam quando em
condição estática. Essa característica mantém os cascalhos suspensos quando
o fluido não está circulando, como em uma manobra. Da mesma forma, o fluido
deve perder a condição de gel rapidamente quando voltar a ser bombeado. Essa
suspensão de cascalhos deve acontecer no amplo espectro de condições de
pressão e temperatura a que o fluido vai estar exposto.
Cascalhos que se precipitem podem entupir o anular, causando prisão da coluna
e perda da possibilidade de circular o fluido. Além disso, a precipitação dos
cascalhos gera uma variação na densidade do fluido no anular, o que pode gerar
mudanças de pressão perigosas no fundo do poço. Essa precipitação ocorre
mais comumente em poços de alta temperatura ou grandes inclinações.
Uma alta concentração de sólidos é prejudicial para a eficiência da perfuração,
pois causa o aumento do peso e viscosidade da lama, o que precisa ser tratado
com diluição e adição de aditivos. Também diminui a taxa de penetração (Rate of
Penetration - ROP), já que aumenta a potência necessária para fazer a lama
circular.
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Controlar as pressões das formações
O fluido é a primeira barreira de segurança do poço. É ele que controla aO fluido é a primeira barreira de segurança do poço. É ele que controla a
pressão das formações, impedindo o fluxo de fluidos e o fechamento do poço. À
medida que o poço fica mais fundo, as pressões envolvidas aumentam e o
mesmo deve acontecer com o peso do fluido. Por outro lado, um fluido pesado
demais pode fluir para a formação ou mesmo fraturá-la. Esse assunto será
trabalhado com mais detalhes quando se estudar tópicos de Hidráulica de Poço
e Reologia.
Selar formações permeáveis
Para evitar a infiltração de fluido quando se está perfurando formações
permeáveis, o fluido conta com materiais “inibidores de filtrado”. Esses materiais
são sólidos inertes e polímeros que se acumulam na parede do poço à medida
que o fluido invade a formação, rapidamente bloqueando a perda de fluido. O
fluido é desenhado para depositar um reboco (filter cake) fino e de baixa
permeabilidade, para limitar a invasão sem prejudicar a perfuração. Se um
reboco espesso demais é formado, podem acontecer problemas desde
dificuldade de se realizar a perfilagem até perda de circulação e prisão de
coluna.
Em alguns casos, quando a perda é muito severa, podem ser usados agentes
obturantes, que são partículas maiores, com o objetivo de fechar poros muito
largos. Quando se trata de uma formação de interesse, se busca utilizar
obturantes removíveis, como o calcário, que pode ser destruído com o uso de
ácido.
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Manter a estabilidade do poço
A composição química e as propriedades físicas do fluido agem em conjuntoA composição química e as propriedades físicas do fluido agem em conjunto
para proporcionar estabilidade ao poço. Enquanto o peso da lama é necessário
para equilibrar as forças mecânicas, polímeros inibidores e sais são utilizados
para evitar a dissolução de formações salinas e o inchamento e dispersão de
argilas. A variação do diâmetro do poço (cáliper) pode gerar topadas de
revestimento, falhas na perfilagem e problemas de limpeza, além de prisão de
coluna. Em fluidos não-aquosos, a própria fase orgânica é estável quimicamente,
tornando a função de manter a estabilidade química do poço mais fácil.
Minimizar o dano à formação
Dano é qualquer diminuição da produção de uma formação para um mesmo
diferencial de pressão. Os danos mais comuns são causados pela invasão de
sólidos finos nos poros formação, inchamento de argilas presentes na própria
formação devido à infiltração da parte aquosa do fluido, precipitação de sais
insolúveis devido o contato entre a lama e os fluidos da formação e formação
de emulsão entre o filtrado e os fluidos da formação. Fluidos drill-in são
utilizados na perfuração de reservatórios e planejados para minimizar ao máximo
o dano às formações.
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Resfriar a broca e a coluna de perfuraçãoResfriar a broca e a coluna de perfuração
O atrito da broca com o fundo do poço e da coluna de perfuração
(drill-string) com as paredes gera calor. Esse calor precisa ser
dissipado para manter os equipamentos de fundo em operação e
aumentar a vida útil da broca. Por isso, uma das funções do fluido de
perfuração é resfriar a broca, bem como a coluna de perfuração.
Lubrificar e suportar a coluna de perfuração
A lubricidade também é um fator importante para diminuir o desgaste
da coluna por atrito, sobretudo em poços com inclinação. A
lubricidade do fluido depende da composição química do sistema e
da quantidade de sólidos adicionada a ele. Quanto maior a
quantidade de cascalhos e de sólidos adensantes, menos lubrificante
é o fluido. Uma lubrificação ruim gera torque e drag mais altos,
embora esses problemas possam ter outras causas.
Além dessas funções, o fluido também suporta parte do peso da
coluna (ou do revestimento durante a cimentação) através do
empuxo. Isso permite a sustentação de colunas muito longas por
guinchos mais fracos.
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Transmitir energia hidráulicaTransmitir energia hidráulica
A energia hidráulica do fluido pode ser usada para impulsionar um
motor de fundo de deslocamento positivo que permite girar a broca
sem o giro da coluna. Esse tipo de motor é fundamental para poços
horizontais. A energia hidráulica também permite o funcionamento de
equipamentos como o MWD (measurement while drilling) e o LWD
(logging while drilling). Além disso, o jateamento de fluido é usado
para perfurar as fases iniciais de poços submarinos.
Fluidos com poucos sólidos são mais eficientes na transmissão de
energia hidráulica.
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Garantir avaliação adequada da formação
Uma das funções mais importantes de um poço é conseguir informaçõesUma das funções mais importantes de um poço é conseguir informações
geológicas sobre uma localidade. As propriedadesdo fluido de perfuração
devem ser tais que garantam uma correta avaliação da formação. O fluido, além
de não dever interferir nas amostras de calha e na perfilagem (logging), também
não deve dispersar os cascalhos. Ele também não deve mascarar traços de óleo
ou gás provenientes da formação.
Transmitir informações
O fluido pode ser visto como um meio de transporte de informações, uma vez
que transporta tanto os cascalhos, que possibilitam a avaliação das formações
perfuradas, quanto pulsos de pressão provenientes de equipamentos como
PWD, MWD e LWD, que permitem obter diversas informações a respeito do
fundo do poço.
Controlar a corrosão
Como a coluna de perfuração e o revestimento estão em contato direto com o
fluido, eles estão sujeitos à corrosão. Isso é ainda mais grave devido às altas
temperaturas que se pode ter no fundo do poço. O que causa a corrosão não é o
fluido em si, já que este costuma ter pH neutro ou básico, mas a presença de
gases (como O2, H2S ou mesmo o CO2). Esse problema é especialmente grave,
portanto, em fluidos aerados e em poços onde é possível a produção de H2S ou
CO2.
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Facilitar a cimentação e a completação
A cimentação é a operação de se isolar o interior do poço de suas paredes comA cimentação é a operação de se isolar o interior do poço de suas paredes com
o uso de revestimentos cimentados às paredes do poço. Essa operação garante
o isolamento de áreas mais frágeis ou desinteressantes. Durante a descida do
revestimento (casing) a lama deve permanecer fluida, com baixa viscosidade e
um limite máximo para a gelificação, de forma a minimizar os aumentos de
pressão no fundo (surges) que podem fraturar a formação e induzir perdas. O
fluido deve possuir um reboco fino liso e não deve apresentar cascalhos. Um
reboco muito grosso poderia gerar diferenciais de pressão que prenderiam o
revestimento.
Minimizar o impacto ambiental
Mesmo o fluido mais ecologicamente correto é tóxico. A Petrobras, entretanto,
busca sempre o uso de aditivos com um mínimo de impacto ambiental para a
vida marinha. Com o uso de aditivos menos agressivos e em quantidades melhor
planejadas é possível diminuir significativamente o custo ambiental gerado por
seu uso. Um correto manuseio e estocagem, embora tenha custos altos, é
fundamental para uma perfuração ecologicamente viável.
Saiba mais em: http://www.offshore-enviroment.com/wasteenvimpact.html
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Embora tenham sido citadas diversas funções do fluido de perfuração, é natural
que algumas delas sejam mais importantes do que outras.que algumas delas sejam mais importantes do que outras.
Enquanto algumas funções podem ser vistas mais como consequências
benéficas das propriedades do fluido, outras são a própria “razão de ser” do
fluido, e não se pode perfurar sem que elas sejam desempenhadas.
As funções fundamentais do fluido de perfuração são três: remover cascalhos ,
manter a estabilidade do poço (química e mecânica) e controlar as pressões
das formações (exercer contra-pressão suficiente para matar o poço). Pode-se
dizer que se essas três funções não forem desempenhadas, não se pode
perfurar.
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Existem 3 categorias principais de fluidos de perfuração:
•Fluidos de base aquosa;
•Fluidos de base não-aquosa ou orgânica;
•Fluidos gasosos, ou de base gasosa.
Os fluidos aquosos e não-aquosos são ambos utilizados em larga escala pela
Petrobras, enquanto que os fluidos de base gasosa são muito pouco utilizados,
restringindo-se a cenários muito específicos.
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Os cenários de uso de fluidos gasosos na perfuração são:
• Zonas com perdas de circulação severas;
• Formações produtoras depletadas e/ou muito sensíveis a dano;
• Formações muito duras, como basalto, diabásio, etc;
• Regiões com escassez de água;
• Regiões glaciais com camada de gelo espessa.
A perfuração com ar utiliza apenas ar comprimido seco como fluido. É utilizada
em formações muito duras quando se quer aumentar a taxa de perfuração. Não
pode ser usada em formações que produzam água ou óleo em quantidades
elevadas.
A perfuração com névoa utiliza uma dispersão de água em ar. É utilizada em
formações que produzam água em quantidade ou formações que produzam gás,
tornando o uso de ar inviável.
A espuma é uma dispersão de ar em líquido com uso de tensoativos como
estabilizantes. Apresenta maior viscosidade, sendo usada quando é necessário
um carreamento de sólidos mais eficiente.
Fluidos aerados são utilizados quando se deseja um gradiente de pressão
intermediário entre os fluidos comuns e os gasosos. É indicado para regiões de
perda severa.
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Existe uma infinidade de fluidos de base água. Os tipos de fluido aquoso mais
comuns são:comuns são:
Nativo: Esse fluido é simplesmente água industrial (doce) ou do mar. É o fluido
mais simples e barato, mas só pode ser utilizado nas fases iniciais do poço, em
trechos relativamente curtos, pois não inibe o inchamento de argilas. Em poços
marítimas pode ser descartado para o ambiente sem prejuízos.
Convencional: É um fluido composto somente de água industrial, argila e soda
cáustica. É utilizado nas fases iniciais de poços terrestres ou marítimos. É
utilizado na forma de tampões viscosos (viscous pills) de limpeza e para o
preenchimento do poço antes da descida do revestimento.
Salgado Tratado com Amido: É um fluido tratado com sais e amido. Os sais
servem para inibir o inchamento de argila e o amido, para reduzir o filtrado.
Dependendo da concentração de sais utilizada, pode ser descartado para o meio
ambiente. É utilizado em fases curtas de formações argilosas pouco reativas.
Pode ser utilizado em substituição ao convencional para o preenchimento do
poço antes da descida do revestimento.
Salgado Tratado com Polímeros: São fluidos que utilizam sais e polímeros
como aditivos para inibir o inchamento de argilas. São indicados para a
perfuração de folhelhos de alta reatividade. Em geral, podem ser descartados no
meio ambiente, pois os polímeros são biodegradáveis.
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Drill-in Fluids: São fluidos específicos para a perfuração de reservatórios.
Exemplos de formulação incluem o THIXCARB e o BR-DRILL. Esses fluidos sãoExemplos de formulação incluem o THIXCARB e o BR-DRILL. Esses fluidos são
muito mais caros que os demais, mas têm um potencial de dano muito pequeno,
além de contar com alto poder de carreamento de sólidos e boa lubricidade,
características importantes em poços horizontais.
Essa lista passa longe de incluir todas as composições de fluido aquoso
existentes. A intenção é apenas citar alguns mais comuns para se ter uma noção
da extensa variedade de composições desse tipo de fluido e conhecer algumas
propriedades dos que serão mais encontrados no campo.
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Se a variedade de composição dos fluidos aquosos se dá pelos aditivos, para os
fluidos não-aquosos a maior diferença se dá no veículo. Além das emulsões defluidos não-aquosos a maior diferença se dá no veículo. Além das emulsões de
água em parafina, se incluem nessa classe diversos novos tipos de fluido, como
fluidos de base éster ou olefinas, e fluidos mais grosseiros utilizados
anteriormente, como fluidos cuja base era óleo diesel.
O principal fluido de base orgânica utilizado na Petrobras é o BR-MUL, uma
emulsão de água salgada em parafina.
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Os fluidos de base água em geral são mais baratos , possuem descarte mais
fácil e podem ser fabricados na própria sonda . Além disso, a água éfácil e podem ser fabricados na própria sonda . Além disso, a água é
praticamente incompressível, de forma que o fluido é menos sensível a efeitos
de pressão e temperatura .
Os fluidos orgânicos são mais caros, precisam ser fabricados em terra e, em
geral, não podem ser descartados para o meio ambiente. Em compensação,
possuem excelente lubricidade , baixíssima taxas de corrosão , amplo
intervalo de pesos específicos (de 7 a 20 lb/gal), baixíssima solubilidade de
sais (importante para o cenário do pré-sal) e alto grau de inibição de argilas,
resistente a temperaturas de até 500 o F (260o C).
Entretanto, eles possuem desvantagens: dificuldade de detecção de gás ou
óleo, menores taxas de penetração , maior risco de poluição e durante o
manuseio, corrosão dos elastômeros dos equipamentos, além de poder
formar géis intensos a baixas temperaturas .
Os fluidos não-aquosos são indicados para poços com alta inclinação, HTHP,
folhelhos excepcionalmente reativos, zonas salinas, arenitos produtores
danificáveis por fluido aquoso, poços com baixa pressão de poros ou baixo
gradiente de fratura.
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Conteúdo:
Sistema de Fluidos
Bombas
Capacidade
Eficiência de Bomba
Tempo de Retorno
Conexões importantes
Equipamentos de Superfície
Poço
Extratores
Tanque de Manobra
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O sistema de fluidos é composto pelo fluido e por todos os equipamentos que
trabalham para o seu bombeio ou contenção. O próprio poço pode sertrabalham para o seu bombeio ou contenção. O próprio poço pode ser
considerado parte do sistema de fluidos, já que o fluido circula em contato
constante com as paredes do poço.
O sistema de tanques varia muito de sonda para sonda. Entretanto deve ser
sempre capaz de armazenar um volume da mesma escala do volume do poço.
O sistema de tanques costuma ser um limitante de operações importante e deve
ser bem conhecido, sobretudo em operações na qual o fluido não pode ser
descartado, ou em que a falta de fluido pode ser perigosa.
Usualmente, além dos tanques para a fabricação e armazenamento do fluido, há
um tanque menor, chamado slug. O objetivo deste tanque é permitir o preparo
de tampões de fluido, ou seja, pequenos volumes de fluido com propriedades
especiais.
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O caminho usual do fluido de perfuração em uma sonda durante a perfuração
será explicado brevemente a seguir, e será visto com mais profundidade aoserá explicado brevemente a seguir, e será visto com mais profundidade ao
longo deste capítulo.
O fluido é succionado do tanque ativo, sendo bombeado pelas bombas de lama
em direção ao stand pipe manifold, em que é direcionado ao stand pipe e então
passa pela mangueira de lama e pelo swivel, entrando na coluna de perfuração.
No caso de sondas em que se tem top drive, o swivel se encontra dentro da
carcaça do top drive, acima do motor. No caso de perfuração com kelly, o swivel
é visível acima do kelly, e então o fluido passa por dentro do kelly para então
entrar na coluna de perfuração.
O fluido passa então pelo interior da coluna de pefuração, saindo pelos jatos da
broca para o espaço anular formado entre a coluna de perfuração e o poço
aberto, o revestimento da fase anterior ou o riser.
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No caso de poços com completação seca, não se tem riser, de modo que o
fluido sai do anular entre a coluna e o último revestimento diretamente para afluido sai do anular entre a coluna e o último revestimento diretamente para a
sonda. No caso de poços de mar com completação molhada, nas primeiras duas
fases ainda não se posicionou BOP e riser no fundo do mar, de modo que não se
tem retorno de fluido para a sonda, e todo o fluido que sai do anular vai
diretamente para o fundo do mar. Os alargadores também têm jatos,
semelhantes aos das brocas, de modo que quando há alargadores, uma parte
da vazão passa do interior da coluna para o anular por estes e o restante pela
broca.
O fluido sobe então pelo espaço anular em direção à superfície, emergindo do
poço pela flow line, ou linha de retorno, de onde é direcionado para o sistema de
controle de sólidos, e daí para o sistema de tratamento do fluido, de onde volta
para o tanque ativo.
Outros trajetos de circulação também são possíveis, tal como retorno pelas
linhas de kill e/ou choke, ou então a circulação reversa, em que se injeta pelas
linhas de kill e/ou choke com retorno pelo interior da coluna.
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As bombas são os equipamentos utilizados para a circulação doAs bombas são os equipamentos utilizados para a circulação do
fluido na sonda e desta para o poço.
As bombas de lama tratam-se de bombas de deslocamento positivo
movidas a pistão. Essas bombas são preferidas em relação a
bombas centrífugas porque permitem melhor controle de volume
bombeado, além de melhor capacidade para bombear às altas
pressões comuns das operações de perfuração. As bombas mais
comuns são as chamadas de triplex, que recebem este nome por
possuírem três pistões horizontais, embora também haja bombas
duplex (possuem dois pistões, que geralmente bombeiam nos dois
cursos do pistão), quintuplex (cinco pistões) e hex (seis pistões na
vertical).
As bombas duplex já foram comuns há muito tempo, mas hoje já
foram quase que totalmente substituídas. As bombas hex, por outro
lado, estão se tornando cada vez mais populares, por ocuparem
menor área por unidade de HHP instalada, permitirem maiores
vazões e pressões para a mesma área, ocasionarem menores
oscilações na pressão, entre outras vantagens.
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Uma diferenciação importante entre as bombas triplex e duplexUma diferenciação importante entre as bombas triplex e duplex
usualmente encontradas é que as primeiras bombeiam apenas em
um sentido de deslocamento do pistão, enquanto que as segundas
bombeiam nos dois sentidos (quando o pistão vai e quando o pistão
volta), fato que precisa ser considerado nos cálculos.
Essas bombas podem ser movidas a diesel, com partida pneumática
ou a eletricidade. O motor impulsiona pistões cilíndricos, gerando a
pressão que movimenta o fluido através do sistema. O controle do
caminho do fluido é feito por diversos manifolds e válvulas
distribuídos através da sonda.
As bombas de lama são utilizadas para a circulação do fluido pelo
interior do poço. Devem ter capacidade suficiente para a vazão de
trabalho requerida.
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A bomba de mistura é utilizada para se passar fluido de um tanqueA bomba de mistura é utilizada para se passar fluido de um tanque
para outro, bem como na adição de produtos ao fluido. Essa se dá
através de funis: com o fluido circulando a alta velocidade por um
tubo estreito se permite que o aditivo se distribua de forma igualitária
pelo fluido.
A bomba booster só é utilizada em poços submarinos. Nestes poços
há tubos formando uma extensão do poço do fundo do mar até a
sonda, chamados risers. Devido ao maior diâmetro desse
equipamento, a velocidade do fluido é diminuída e se faz necessária
uma bomba extra para auxiliar o transporte dos cascalhos.
Usualmente, uma das bombas de lama é utilizada como booster.
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A capacidade é uma medida de volume por comprimento. Nada mais é que a
área da seção transversal, em unidades convenientes, uma vez que as unidadesárea da seção transversal, em unidades convenientes, uma vez que as unidades
de volume e de comprimento não precisam fazer parte do mesmo sistema de
unidades.
Uma vez que geralmente na engenharia de poços de petróleo se utilizam
comprimentos em metros (na Petrobras), diâmetros em polegadas (in) e volumes
em barris (bbl), é interessante deduzirmos uma equação em que a capacidade
seja dada em barris por metro (bbl/m), para que, quando multiplicada pelo
comprimento, resulte um volume em barris.
Uma vez que 1in=0,0254m e 1bbl=0,159m3, tem-se:
Resultando:
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A fórmula utilizada acima não é a única. Ela é apenas uma fórmula
convenientemente ajustada para as unidades mais usadas no campo e com umaconvenientemente ajustada para as unidades mais usadas no campo e com uma
constante mais fácil de se lembrar. Algumas formas desse cálculo pode ser
encontradas abaixo:
(mais útil para poço)
(mais útil para bombas)
É comum utilizar o termo “deslocamento” para se referir à capacidade do aço de
uma coluna, uma vez que é o volume de aço que “desloca” o fluido.
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Respostas dos exercícios:
1 – DP’s: 0,02139 bbl/m. BHA:0,17516 bbl/m
2 – 37 bbl
Nota importante: Normalmente no campo se faz referência APENAS ao
diâmetro externo dos tubos, também conhecido como diâmetro nominal. Os
valores de diâmetro interno devem ser conseguidos em tabelas específicas,
como no Petroguia (http://petroguia.petrobras.com.br), a partir do diâmetro
nominal e peso nominal.
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Respostas dos exercícios:
3 – 2,1 m.
4 – 38,1 bbl.
Notas importantes: Normalmenteno campo se faz referência APENAS ao
diâmetro externo dos tubos, também conhecido como diâmetro nominal. Os
valores de diâmetro interno devem ser conseguidos em tabelas específicas,
como no Petroguia (http://petroguia.petrobras.com.br), a partir do diâmetro
nominal e peso nominal.
Manobra “com banho” é uma manobra em que jorra fluido no rig floor quando se
quebra a conexão, porque o fluido não sai da coluna por baixo, o que pode
ocorrer por diversos motivos, entre eles entupimento dos jatos da broca,
viscosidade ou gel excessivo do fluido, impedindo que o mesmo escoe pelos
jatos da broca, desbalanceio hidrostático devido a fluido mais pesado no anular
(caso em que o fluido jorra mesmo que não se quebre a conexão, até que o nível
de fluido no anular caia o suficiente para que a coluna hidrostática dentro da
coluna se iguale à do anular).
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A vazão real é medida circulando-se um volume conhecido de umA vazão real é medida circulando-se um volume conhecido de um
tanque para o poço ou entre dois tanques e medindo o tempo
decorrido. Dessa forma não é necessário parar a perfuração para
realizar o teste. Com a vazão real medida, pode-se calcular a vazão
teórica e a eficiência. Já para medir a eficiência da bomba de
mistura, a transferência pode ser de qualquer tanque para qualquer
tanque, respeitadas as propriedades dos fluidos.
Normalmente as bombas são referidas pelo seu tipo, diâmetro da
camisa e curso do pistão. Ex.: bomba triplex 5” x 14”. Isso significa
que a bomba tem 3 cilindros (triplex), cada um com um diâmetro de
5” e um comprimento de 14”. Se diz curso e não comprimento do
pistão porque na realidade esse comprimento é apenas virtual:
corresponde à diferença entre o ponto de preenchimento máximo por
fluido e o de preenchimento mínimo. Ao chegar no ponto de
preenchimento máximo a bomba volta a comprimir o pistão,
esvaziando-o.
A divisão da vazão real pela teórica dá o valor da eficiência, que é
sempre menor que um.
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As bombas duplex usuais funcionam de forma diferente das triplex:As bombas duplex usuais funcionam de forma diferente das triplex:
bombeiam na ida e na volta do pistão. Quando o pistão se desloca
em um sentido, o volume preenchido é o volume do cilindro formado
pela área circular do pistão multiplicada pelo curso do pistão, e
quando se o pistão se desloca no sentido contrário o volume
preenchido é o do espaço anular formado entre o pistão e o braço do
êmbolo. Note-se que o cálculo da vazão teórica é levemente
diferente das bombas triplex.
O valor “N” que aparece nas equações acima é o número de ciclos
por unidade de tempo da bomba, geralmente referidos em strokes
por minuto (stk/min, ou spm). Um stroke é um ciclo da bomba, ou
uma rotação do virabrequim que move os pistões, de modo que em
um stroke todos os cilindros são bombeados uma vez (no caso de
bombas duplex, na ida e na volta).
O stroke por minuto é a unidade padrão de medida de velocidade de
bombeio em sondas, em que usualmente se usa o termo vulgar
“strokagem” para se referir à velocidade de bombeio. Usa-se também
o mesmo termo para se referir à quantidade total de fluido
bombeado.
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1 – 0,02832 bbl/stk
2 – 8min12s.
3 – 0,85
4 – 273 bbl
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Em todas as operações, deve-se ter em mente o tempo de retorno. O
tempo de retorno é muito importante para a geologia, uma vez que étempo de retorno é muito importante para a geologia, uma vez que é
uma estimativa grosseira do tempo mínimo necessário para uma
amostra de rocha chegar à superfície. Quando se detectam
variações na taxa de perfuração, por exemplo, estas podem ser
decorrentes de vários motivos, entre eles de uma mudança da
formação geológica perfurada. Entretanto, só é possível ter certeza
dessa mudança quando os cascalhos chegarem à superfície, o que
leva aproximadamente um tempo de meia circulação.
Além disso, antes de uma parada mais longa na perfuração, é
necessário se circular o fluido do poço para se remover os cascalhos,
de forma que eles não se precipitem de volta ao fundo do poço, o
que poderia prender a coluna ou danificar equipamentos, como o
BOP (Blowout Preventer).
Por segurança, se costuma circular o poço por um tempo mínimo de
um tempo de retorno e meio, o que é chamado de tempo de limpeza
mínimo, após o qual se questiona o Técnico Químico de Petróleo
(TQP) se o fluido está sem cascalhos. A saída de cascalhos pode ser
observada nos extratores de sólidos.
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Resposta do exercício: 93 minResposta do exercício: 93 min
Nota importante: a altura de mesa rotativa, usualmente indicada por
MR ou hMR, é um dado muito importante de uma sonda, em especial
quando um poço é perfurado por uma determinada sonda e depois
completado por outra. Em sondas flutuantes, corresponde à altura
desde o nível do mar até a altura da mesa rotativa da sonda. Em
sondas de terra, é a altura desde o nível do solo até a mesa rotativa
da sonda. Note-se que quando se faz uma intervenção com uma
sonda com altura de mesa rotativa diferente daquela que perfurou o
poço, é importante levar em conta essa diferença quando se
calculam as profundidades.
A lâmina d’água (LDA) é apenas a profundidade de água, ou a altura
desde o nível do mar (sea line) até o fundo do mar (mud line). Note-
se que ela não inclui a mesa rotativa, de modo que a profundidade
inicial de um poço é igual à LDA mais a MR.
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Neste texto eu chamo de conexões todas as linhas, válvulas e manifolds que
ligam cada um dos elementos de sistema de fluidos.ligam cada um dos elementos de sistema de fluidos.
Os principais itens desses sistemas de superfície são: o stand pipe, a mangueira
de lama e o swivel.
Embora os trechos de linha destacados sempre existam, é importante lembrar
que cada sonda em particular possui um conjunto próprio de linhas e válvulas,
que pode ser limitante para algumas operações. Algumas sondas não permitem
a transferência direta de um tanque a outro, sendo necessária a passagem por
um terceiro, por exemplo.
A forma com que esses elementos serão utilizados é de responsabilidade dos
TQPs (Técnicos Químicos de Petróleo) e dos torristas a ele designados.
Entretanto, todas as modificações intencionadas por eles, sobretudo no que diz
respeito a mudanças de vazão nas bombas de lama e booster, devem ser
discutidas com o fiscal da sonda, uma vez que podem impactar em outras
atividades, como as análises da geologia, o Logging While Drilling (LWD) ou os
equipamentos direcionais do poço. Cabe ao fiscal coordenar as atividades,
gerenciando as necessidades dos diferentes grupos e tendo em vista os
objetivos do poço.
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Cabe aqui fazer um parêntesis para explicar um pouco sobre a hierarquia do
sistema de fluidos na perfuração. O contato direto do fiscal é o TQP. É ele osistema de fluidos na perfuração. O contato direto do fiscal é o TQP. É ele o
responsável na sonda por qualquer modificação que deva ser feita ao fluido, bem
como a fabricação e análise do mesmo. Também é responsável pelo controle da
entrada e saída de materiais da sonda que dizem respeito ao fluido, como
aditivos, reagentes de laboratório e equipamentos associados ao sistema. O
TQP possui um contato em terra, geralmente um Químico de Petróleo, que
coordena o seu trabalho e divide com ele as responsabilidades.
Respondendo ao TQP existem os torristas. As funções dos torristas incluem
fazer a transferência de fluidos entre os tanques, incluir aditivos nos fluidos,
organizar os materiais na sacaria e medir o peso específico e a viscosidade
Marsh do fluido. Os torristas também são responsáveis pela quebra da coluna
durante as manobras, em sondas sem iron roughneck.
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Voltando aos equipamentos: O tubo bengala (stand pipe) é um tuboVoltando aos equipamentos: O tubo bengala (stand pipe) é um tubo
de metal grosso localizado no deque principal (rig floor) e que
suporta a mangueira de lama (rotary hose). A maior importância do
stand pipe está no manômetro acoplado a ele. O acompanhamento
contínuo da pressão de entrada do fluido é fundamental para
acompanhar seu desempenho e prever diversos problemas de
poços. Através dele tambémse controla a operação de eliminação de
influxos de fluido da formação durante a perfuração, os kicks.
A principal função da mangueira de lama (rotary hose) é permitir
flexibilidade de movimentação. Durante as operações, a coluna
desce à medida que o poço vai sendo perfurado, portanto o ponto de
entrada do fluido precisa acompanhar esse movimento. Ela também
precisa ser suficientemente resistente para lidar com as altas
pressões de bombeio, afinal, a pressão mínima deve ser suficiente
para compensar todas as perdas de carga no interior do poço, que
não são poucas.
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Swivel é o nome da peça que conecta o sistema de fluidos aoSwivel é o nome da peça que conecta o sistema de fluidos ao
sistema mecânico, permitindo que a coluna gire sem perder vedação.
Ele também serve de suporte para a coluna de perfuração.
O swivel, além de fazer parte do sistema de fluidos, também faz
parte do sistema de movimentação de cargas da sonda, já que
permite a rotação e sustentação da coluna. Ele se encontra
localizado acima do top drive ou do kelly, conforme o método de
rotação da coluna utilizado.
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Todas as linhas e manifolds anteriores à entrada do fluido no poço são
genericamente chamados de “equipamentos de superfície”. A eles é atribuído umgenericamente chamados de “equipamentos de superfície”. A eles é atribuído um
valor de perda de carga aproximado, sem se considerar pequenas perdas
resultantes de cada circuito específico. Para se calcular a perda de carga dos
equipamentos de superfície, compara-se a pressão nas bombas e no tubo
bengala. A diferença é a perda de carga nos equipamentos de superfície. Note
que a perda de carga na mangueira de lama e no swivel nunca é propriamente
computada, uma vez que não são considerados equipamentos de superfície nem
fazem parte da coluna. Entretanto, essa perda de carga é desprezível.
A pressão necessária nas bombas pode ser calculada através das perdas de
carga do fluido no seu caminho pelo poço. Essa perda de carga deve incluir os
equipamentos de superfície. Entretanto, para todos os outros cálculos, é
considerado como ponto zero sendo o stand pipe. Essa é considerada a pressão
de entrada no poço e todos os cálculos envolvendo pressão são feitas a partir
desse valor. Isso facilita muito os cálculos, já que elimina a necessidade de se
considerar as perdas de carga decorrentes de mudanças no percurso do fluido
nas linhas entre a bomba e o stand pipe.
Entretanto, mesmo o percurso do fluido no interior do poço não é constante.
Caso o caminho do fluido mude, deve-se lembrar que a perda de carga também
mudará, e que a pressão de bombeio mudará para se ajustar aos novos valores.
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A coluna de perfuração é o conduto que vai levar o fluido da superfície até o
fundo do poço. Ao chegar ao fundo do poço o fluido atravessa pequenos furosfundo do poço. Ao chegar ao fundo do poço o fluido atravessa pequenos furos
na broca, chamados de jatos (bit nozzles). São o ponto de maior perda de carga
no poço em condições normais. É possível trocar os jatos da broca, permitindo o
uso de jatos de vários diâmetros para uma mesma broca. O diâmetro desses
jatos é da ordem de frações de polegada (geralmente indicados em 32 avos de
polegada).
Os alargadores também têm jatos, semelhantes aos das brocas, de modo que 
quando há alargadores, uma parte da vazão do fluido passa do interior da coluna 
para o anular por estes e o restante pela broca.
Em seguida o fluido segue pelo espaço anular formado entre a parede do poço e
a coluna de perfuração até chegar à superfície. Esse é o trecho em que o fluido
desempenha suas principais funções, mantendo a estabilidade do poço,
carreando sólidos e impedindo o fluxo da formação para o poço e vice-versa.
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A coluna de perfuração é formada por drill pipes e BHA. A função dos drill pipes
é apenas conduzir o fluido de perfuração até o fundo do poço. Já o BHA é maisé apenas conduzir o fluido de perfuração até o fundo do poço. Já o BHA é mais
complexo. Ele inclui diversos elementos, tais como: tubos mais largos chamados
comandos (drill collars), que diminuem a inclinação do poço e aplicam peso
sobre a broca mantendo os demais elementos tracionados; elementos de
perfilagem, que geram informações para avaliação geológica; elementos de
direcional, que avaliam e mudam a inclinação e direção do poço; alargadores,
estabilizadores, back reamers, jar, bumper, e diversos outros equipamentos,
além da própria broca.
As perdas de carga do BHA podem ser calculadas, mas normalmente são
medidas através de um teste de circulação a uma pequena profundidade. Esse
teste é chamado de shallow test. Como os componentes do BHA são quase
sempre cilíndricos, o cálculo de volumetria pode ser realizado com facilidade
com o uso da capacidade.
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A circulação do fluido de perfuração pode ser direta ou reversa.
A circulação direta pode ser feita tanto pela coluna quanto pelas linhas de kill e
choke, com retorno pelo espaço anular ou pelas linhas auxiliares. A circulação
reversa é aquela em que o fluido é injetado pelas linhas de kill e choke e retorna
por dentro da coluna. Note-se que na circulação direta o anular faz parte do
trajeto de retorno do fluido (desde seu ponto mais baixo, se a injeção for pela
coluna, ou desde a base do riser, se a injeção for pelas linhas auxiliares). Na
circulação reversa, o anular do poço faz parte do trajeto de ida do fluido, e o
retorno é feito pelo interior da coluna.
Existe uma diferença fundamental entre os poços de terra e os poços marítimos:
o riser. O riser é a estrutura responsável por continuar o anular dos poços
submarinos até o nível da sonda.
Numa sonda marítima, o anular do poço com a coluna acaba no fundo do mar.
Sem o uso do riser, o fluido bombeado para o interior do poço seria descartado
para o mar. Para permitir que ele retorne para a sonda, é necessário o uso do
riser.
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Outra diferença importante é o comprimento das linhas de kill eOutra diferença importante é o comprimento das linhas de kill e
choke, linhas de diâmetro menor utilizadas para acesso paralelo ao
anular para operações especiais. Essas linhas servem para acessar
o anular do poço mesmo com ele fechado pelo BOP. Como o BOP de
poços submarinos com completação molhada se localiza no fundo do
mar, as linhas kill e choke precisam ter um comprimento muito maior,
gerando uma perda de carga considerável quando o poço precisa ser
circulado por essas linhas.
No cálculo da volumetria, um erro comum é não lembrar de somar as
linhas de kill, choke e booster ao volume do poço. Outro erro
frequente é não lembrar que o riser e suas linhas auxiliares acabam
no nível do mar, tendo portanto o comprimento apenas da lâmina de
água mais a altura da mesa rotativa da sonda. O volume entre o riser
e os tanques é contado como volume da sonda, não do poço.
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Ao retornar para a superfície, o fluido passa por diversos equipamentos antes de
retornar para o tanque, como peneiras (shale shakers), desareadoresretornar para o tanque, como peneiras (shale shakers), desareadores
(desanders e sand traps), dessiltadores (desilters) e desgaseificadores
(degassers). Esses equipamentos serão abordados com mais profundidade
futuramente.
O principal objetivo destes extratores é evitar a mudança de propriedades do
fluido, removendo o cascalho (shale) que vem do poço. Além disso, o
desgaseificador é uma ferramenta de segurança importante, pois permite
detectar influxos indesejados de gás vindos do poço (kicks).
Os extratores eliminam do fluido o cascalho cortado pela broca. Isso é muito
importante para evitar, entre outros fatores, que o peso específico do fluido
aumente, o que aumentaria a pressão no fundo do poço.
Outra função dos extratores de sólidos é gerar material para análise geológica.
Através da análise dos cascalhos os geólogos podem determinar que formação
está sendo perfurada, sua composição e propriedades. Esses dados ficam
arquivados e servem de referência para outros poços a serem perfurados na
mesma área. Em geral, uma das peneiras é reservada para a amostragem
geológica.Essa peneira é preparada para recolher sólidos mais finos e não ter
os cascalhos direcionados para o descarte.
O correto dimensionamento dos extratores de sólidos é fundamental para a
perfuração. Cada equipamento possui uma vazão ótima de trabalho, fora da qual
pode haver perda de fluido ou falha na retirada dos contaminantes. Em casos
extremos pode ser necessário se limitar a perfuração pela falta de extratores
adequados. A análise da quantidade e qualidade dos extratores cabe ao TQP,
mas a supervisão da encomenda e instalação cabe ao fiscal da sonda.
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Anteriormente vimos os passos da circulação principal do fluido.
Entretanto, esse não é o único caminho que o fluido pode percorrerEntretanto, esse não é o único caminho que o fluido pode percorrer
na sonda.
Durante uma manobra, ou seja, uma operação de subida ou descida
de coluna, acontecem mudanças na pressão no fundo do poço que
podem levar a um influxo da formação para o poço (kick) ou do poço
para a formação (perda). Por isso, é muito importante se monitorar a
quantidade de fluido nos tanques durante manobras.
Para isso, existe o tanque de manobra, que nada mais é do que um
pequeno tanque, com capacidade entre 10 e 15 bbl, com área da
seção transversal menor e sensores de nível mais precisos.
Enquanto se retiram seções de coluna do poço, o fluido do trip tank é
drenado para o anular para ocupar o espaço dos tubos retirados,
garantindo que o poço permanecerá cheio. Da mesma forma, ao se
descer coluna o tanque recebe o fluido do poço.
O tanque de manobra é um elemento de segurança imprescindível,
sobretudo em poços ultra-profundos, em que se tem que trabalhar
em um intervalo de pressões muito estreito.
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O tanque de manobra também é usado para verificar o vazamento do
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O tanque de manobra também é usado para verificar o vazamento do
BOP em perfurações marítimas, durante um evento de controle de
poço. Caso o volume no trip tank continue a aumentar mesmo com o
BOP fechado, fica constatada a presença do vazamento.
O trip tank não é utilizado durante a perfuração.
Acima se encontra uma ilustração da aplicação do trip tank. Se o
volume de fluido no poço permanecer constante, o nível do tanque
também ficará. Como ele é bastante estreito, qualquer perda ou
ganho resulta em uma alteração perceptível no nível do tanque.
Caso a coluna esteja sendo retirada, o volume de aço removido do
poço é reposto pelo fluido que está no tanque, mantendo o poço
sempre cheio de fluido. Caso a coluna esteja sendo descida, o
volume de fluido deslocado pelo de aço que entra no poço é
direcionado para o tanque para que não ocorra transbordamento.
Em ambos os casos, é feita uma relação entre o volume de aço que
se movimentou no poço e a alteração de nível no tanque de
manobra.
A linha que traz o fluido do trip tank e alimenta o anular é chamada
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A linha que traz o fluido do trip tank e alimenta o anular é chamada
de linha de ataque , e em muitas sondas ela também pode ser
alinhada com os tanques ativos de fluido e utilizada para completar o
poço durante uma perfuração com perda completa de circulação.
A linha que direciona o fluido que sai do anular para a gumble box ou
para o trip tank é chamada de flowline, ou simplesmente linha de
retorno de fluido.
Obs.: gumble box é uma caixa de distribuição com diversas saídas
com válvulas, que recebe o fluido que vem da flowline e o direciona
para cada peneira ou equipamento, ou mesmo permite o by-pass do
sistema de peneiras, direcionando o fluido que retorna do poço
diretamente para os tanques ativos. O nome gumble box vem do fato
de que essa caixa de distribuição foi criada com o intuito de se
colocar uma grade para reter pelotas grosseiras de argila, chamadas
gumble (ou gumbo), antes que as mesmas cheguem até as peneiras.
Hoje nem todas as gumble box ainda têm essa grade, mas
continuam a ser chamadas pelo mesmo nome.