apostila intro eng petr

5/14/2018 Apostila Intro Eng Petr - slidepdf.com

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Fundamentos de Engenharia de Petróleo

Organizador: José Eduardo Thomas

Resumo do Livro montado pelo Prof. Fernando (exceto capítulos 5 e 9)

Editora: Interciência

Obs: A leitura deste resumo não substitui a do livro



1. O PETRÓLEO

1.1 Histórico

1.1.1 No mundo

-Babilônia: os tijolos assentados com asfalto.

- Fenícios: betume utilizado na calafetação de embarcações.- Egípcios: pavimentação de estradas, embalsamar os mortos e construção de

pirâmides

- Gregos e romanos: fins bélicos.

- No Novo Mundo (índios pré-colombianos): decorar e impermeabilizar potes de

cerâmica.

- Incas, maias e outras civilizações: diversos fins.

- Retirado de exsudações naturais encontradas em todos os continentes.- Estados Unidos (1859): Cel Drake, Tittusville, Pensilvânia, poço de 21 metros,

sistema de percussão movido a vapor, 2 m3 /dia de óleo.

- Destilação do petróleo: produtos que substituíam, com grande margem de

lucro, o querosene do carvão e o óleo de baleia (iluminação)

Início da era do petróleo.

- Motores a gasolina e a diesel: lucros expressivos à atividade.

- Fim do século XIX: processo rotativo de perfuração substitui a percussão.

- Texas (1900): Anthony Lucas (processo rotativo), profundidade de 354 metros.

- Início do século XX: melhoria dos projetos e da qualidade do aço, novos

projetos de brocas e novas técnicas de perfuração → mais de 10.000 metros de

profundidade.

- Descobertas: Estados Unidos, Venezuela, Trinidad, Argentina, Bornéu e

Oriente Médio.

- Até 1945: Estados Unidos, Venezuela México, Rússia, Irã e Iraque.

- Fim da Segunda Guerra: começa a afirmação do hemisfério oriental. Intensa

exploração, incursões no mar, novas técnicas exploratórias.

- Desenvolvidas estruturas marítimas, navios, equipamentos de perfuração.

- Década de 60: abundância do petróleo, excesso de produção, baixos preços →

consumo desenfreado. Oriente Médio (abundância de óleo de boa qualidade) e União

Soviética (gás).



- Os anos 70: brutais elevações nos preços tornaram econômicas Mar do Norte e

no México. Grandes descobertas no Terceiro Mundo e países comunistas. Reservas de

petróleo dos Estados Unidos esgotadas → avanços tecnológicos de dispositivos de

aquisição, processamento e interpretação de dados sísmicos, como nos processos de

recuperação de petróleo das jazidas já conhecidas. Avanços na geoquímica orgânica,aumento no entendimento das áreas de geração e migração de petróleo.

- Anos 80 e 90: avanços tecnológicos reduzem os custos de exploração e

produção. Em 1996, as reservas mundiais provadas eram 60% maiores que em 1980, e

os custos médios de prospecção e produção caíram cerca de 60%.

- Ao longo do tempo: petróleo se impôs como fonte de energia + petroquímica

(plásticos, borrachas sintéticas, tintas, corantes, adesivos, solventes, explosivos,

produtos farmacêuticos, cosméticos, etc.).

1.1.2 No Brasil

-1858: Marquês de Olinda concede a José Barros Pimentel o direito de extrair

mineral betuminoso para fabricação de querosene, em terrenos situados às margens do

Rio Marau, na então província da Bahia.

-1859: Samuel Allport: gotejamento de óleo em Lobato, no subúrbio de

Salvador.

- Pesquisas em Alagoas em 1891: sedimentos argilosos betuminosos no litoral.

- Primeiro poço brasileiro: 1897, Eugênio Ferre ira Camargo, em Bofete, São

Paulo. Profundidade final de 488 metros e produziu 0,5 m3 de óleo.

- Serviço Geológico e Mineralógico do Brasil (1919): 63 poços nos estados do

Pará, Alagoas, Bahia, São Paulo, Paraná, Santa Catarina e Rio Grande do Sul, sem

sucesso.

- Departamento Nacional de Produção Mineral (1938): poço DNPM-163, em

Lobato, BA, que viria a ser o descobridor de petróleo no Brasil, no dia 21 de janeiro de

1939. Sonda rotativa, profundidade de 210 metros.

- Até o final de 1939: aproximadamente 80 poços tinham sido perfurados.

- Primeiro campo comercial: 1941, em Candeias, BA.

- Governo Vargas (1953): Instituído o monopólio estatal do petróleo, criação da

Petrobras → partida pesquisas do petróleo brasileiro.



- Descobertas nos estados do Amazonas, Pará, Maranhão, Ceará, Rio Grande do

Norte, Alagoas, Sergipe, Bahia, Espírito Santo, Rio de Janeiro, Paraná, São Paulo e

Santa Catarina.

- Década de 50: descobertas dos campos de petróleo de Tabuleiro dos Martins,

em Alagoas, e Taquipe, na Bahia.- Década de 60: campos de Carmópolis, em Sergipe, e Miranga, na Bahia.

Primeira descoberta no mar, o campo de Guaricema (SE).

- Anos 70: campos de petróleo do Recôncavo Baiano em maturidade.

Descoberta da província petrolífera da Bacia de Campos, RJ (campo de Garoupa).

Descoberta de petróleo na plataforma continental do Rio Grande do Norte (campo de

Ubarana).

- Década de 80: constatação de ocorrências de petróleo em Mossoró, no Rio

Grande do Norte (segunda maior área produtora de petróleo do país,), descobertas doscampos gigantes de Marlim e Albacora em águas profundas da Bacia de Campos, RJ, e

as descobertas do Rio Urucu, no Amazonas.

- Década de 90: campos gigantes de Roncador e Barracuda na Bacia de Campos.

- A produção no Brasil cresceu de 750 m3 /dia (1950) para 182.000 m3 /dia (final

dos anos 90), graças aos contínuos avanços tecnológicos de perfuração e produção na

plataforma continental.



1.2 Constituintes do Petróleo

Frações

Fração Temperatura de

Ebulição (o

C)

Composição

aproximada

Usos

Gás residual

GLP

-

Até 40

C1 - C2

C3 – C4

gás combustível

gás combustível engarrafado,

uso doméstico e industrial

Gasolina 40 – 135 C5 – C10 combustível de automóveis,

solvente

Querosene 175 – 235 C11 – C12 iluminação, combustível de

aviões a jato

Gasóleo Leve 235 – 305 C13 – C17 diesel, fornos

Gasóleo Pesado 305 – 400 C18 - C25 combustível, matéria-prima p/

lubrificantes

Lubrificantes 400 – 510 C26 – C38 óleos, lubrificantes

Resíduo Acima de 510 C38+ asfalto, piche,

impermeabilizantes

Análise Elementar

H 11-14%

C 83-87%

S 0,06-8%

N 0,11-1,7%

O 0,1-2%

Metais ate 0,3%

1.2.1 Hidrocarbonetos

a) Hidrocarbonetos parafínicos normais

Ex:



b) Hidrocarbonetos parafínicos ramificados

Ex:

c) Hidrocarbonetos parafínicos cíclicos (naftênicos)Ex:

d) Hidrocarbonetos insaturados (raros na natureza)

Ex:

e) Hidrocarbonetos aromáticos

Ex:

1.2.2 Não-hidrocarbonetos

a) Compostos sulfurados

O enxofre é o terceiro elemento mais abundante encontrado no petróleo, e sua

concentração média é de 0,65% em peso (0,02 a 4,00%). Ocorre nas formas de sulfetos,

polissulfetos, benzotiofenos e derivados, moléculas policíclicas com nitrogênio e

oxigênio, gás sulfídrico, dissulfeto de carbono, sulfeto de carbonila e enxofre elementar

(muito raro).

Em geral, quanto maior a densidade do petróleo, maior será seu teor de enxofre.

Os compostos sulfurados aumentam a polaridade dos óleos (aumentando a estabilidade

das emulsões), corrosividade dos produtos do petróleo, contaminam os catalisadores

utilizados nos processos de transformação e determinam a cor e o cheiro dos produtos

finais. São tóxicos e produzem SO2 e SO3 por combustão, gases altamente poluentes da

atmosfera, os quais formam chuva ácida.

b) Compostos nitrogenados

Em média 0,17% em peso do petróleo, com maior concentração nas frações

pesadas. Aparecem nas formas de piridinas, quinolinas, pirróis, indóis, porfirinas, e

compostos policíclicos com enxofre, oxigênio e metais.

Os compostos nitrogenados aumentam a capacidade do óleo de reter a água em

emulsão. Durante o refino tomam instáveis os produtos, propiciando a formação de



gomas e alterando a coloração, além de serem também responsáveis pela contaminação

dos catalisadores.

c) Compostos oxigenados

Aparecem no petróleo como ácidos carboxílicos, fenóis, cresóis, ésteres, amidas,cetona e benzofuranos.

De um modo geral, eles tendem a se concentrar nas frações mais pesadas e são

responsáveis pela acidez e coloração (ácidos naftênicos), odor (fenóis), formação de

gomas e corrosividade das frações do petróleo.

d) Resinas e asfaltenos

Resinas e asfaltenos são moléculas grandes, com alta relação carbono/hidrogênio

e presença de enxofre, oxigênio e nitrogênio (de 6,9 a 7,3%). A estrutura básica éconstituída de 3 a 10 ou mais anéis, geralmente aromáticos, em cada molécula.

Asfaltenos não estão dissolvidos no petróleo e sim dispersos na forma coloidal.

As resinas, ao contrário, são facilmente solúveis. Asfaltenos puros são sólidos escuros e

não-voláteis; e as resinas puras, além de serem líquido pesados ou sólidos pastosos, são

tão voláteis como um hidrocarboneto do mesmo tamanho. As resinas de alto peso

molecular são avermelhadas, enquanto que as mais leves são menos coloridas.

e) Compostos metálicos

Ferro, zinco, cobre, chumbo, molibdênio, cobalto, arsênico, manganês, cromo,

sódio e, principalmente, níquel e vanádio. O teor varia de 1 a 1.200 ppm.

Sais orgânicos dissolvidos na água emulsionada ao petróleo (facilmente

removidos através do processo de dessalgação) e organometálicos complexos, que

tendem a se concentra nas frações mais pesadas.

Também são venenos catalíticos. A presença de sódio em combustíveis para

fomos reduz o ponto de fusão dos tijolos refratários; e o vanádio nos gases de

combustão pode atacar os tubo de exaustão.

1.3 Composição do petróleo

Os principais grupos de componentes dos óleos são os hidrocarbonetos

saturados, os hidrocarbonetos aromáticos, as resinas e os asfaltenos.



Os hidrocarbonetos saturados constituem o maior grupo, formado por alcanos

normais (n-parafinas), isoalcanos (isoparafinas) e cicloalcanos (naftenos). No petróleo

são encontradas parafinas normais e ramificadas, que vão do metano até 4: átomos de

carbono. As parafinas normais usualmente representam cerca de 15 a 20% do petróleo,

variando, no entanto, entre limites bastante amplos (3 a 35%).

1.3 Classificação do petróleo

1.3.1 Classe parafínica (75% ou mais de parafinas)

Óleos leves, fluidos ou de alto ponto de fluidez, com densidade inferior a 0,85,

teor de resinas e asfaltenos menor que 10% e viscosidade baixa, exceto nos casos de

elevado teor de n-parafinas com alto peso molecular (alto ponto de fluidez). Os

aromáticos presentes são de anéis simples ou duplos e o teor de enxofre é baixo. Amaior parte dos petróleos produzidos no Nordeste brasileiro é classificada como

parafínica.

1.3.2 Classe parafínico-naftênica (50 -70% parafinas, > 20% de naftêniros)

Apresenta um teor de resinas e asfaltenos entre 5 e 15 %, baixo teor de enxofre

(menos de 1%), teor de naftênicos entre 25 e 40%. A densidade e viscosidade

apresentam valores maiores do que os parafínicos, mas ainda são moderados. A maioria

dos petróleos produzidos na Bacia de Campos, RJ, é deste tipo.

1.3.3 Classe naftênica (>70% de naftênicos)

Muito raros. Apresentam baixo teor de enxofre e se originam da alteração

bioquímica de óleos parafínicos e parafínico-naftênicos. Alguns óleos da América do

Sul, da Rússia e do Mar do Norte pertencem a esta classe.

1.3.4 Classe aromática intermediária (>50% de hidrocarbonetos a aromáticos)

Óleos freqüentemente pesados, contendo de 10 a 30% de asfaltenos e resinas e

teor de enxofre acima de 1%. O teor de monoaromáticos é baixo e em contrapartida o

teor de tiofenos e de dibenzotiofenos é elevado. A densidade usualmente é maior que

0,85.



Alguns óleos do Oriente Médio (Arábia Saudita, Catar, Kuwait, Iraque, Síria e

Turquia), África Ocidental, Venezuela, Califórnia e Mediterrâneo (Sicília, Espanha e

Grécia) são desta classe.

1.3.5 Classe aromático-naftênica (>35% de naftêniros)Sofreram processo inicial de biodegradação, sendo removidas as parafinas. São

derivados dos óleos parafínicos e parafínico-naftênicos, podendo conter mais de 25% de

resinas e asfaltenos, e teor de enxofre entre 0,4 e 1%. Alguns óleos da África Ocidental

são deste tipo.

1.3.6 Classe aromático-asfáltica (>35% de asfaltenos e resinas)

Pesados e viscosos, oriundos de um processo de biodegradação avançada em que

ocorreria a reunião de monocicloalcenos e oxidação. Podem também nela se enquadraralguns poucos óleos verdadeiramente aromáticos não degradados da Venezuela e África

Ocidental.

Desta forma, o teor de asfaltenos e resinas é elevado, havendo equilíbrio entre

ambos. O teor de enxofre varia de 1 a 9% em casos extremos. Nesta classe encontram-

se os óleos do Canadá ocidental, Venezuela e sul da França.

2. NOÇÕES DE GEOLOGIA DE PETRÓLEO

2.1 Origem do petróleo

Matéria orgânica (fitoplâncton) depositada junto com os sedimentos em

condições não-oxidantes (sedimentos de baixa permeabilidade, inibidor da ação da

água). A interação dos fatores- matéria orgânica, sedimento e condições termoquímicas

apropriadas - é fundamental.

A matéria orgânica proveniente do fitoplâncton + condições térmicas adequadas

= hidrocarboneto líquido. Matéria orgânica vegetal lenhosa pode gerar hidrocarboneto

gasoso.

Matéria orgânica + sedimento + aumento de carga e temperatura. Seqüência:

- até 65°C Diagênese: atividade bacteriana; reorganização celular =

transformação da matéria orgânica em querogênio. Produto = metano bioquímico ou

biogênico;



- até 165°C Catagênese: quebra das moléculas de querogênio = hidrocarbonetos

líquidos e gás;

- até 210°C Metagênese: quebra das moléculas de hidrocarbonetos líquidos = gás

leve;

- superior Metamorfismo: degradação do hidrocarboneto = grafite + gáscarbônico e algum resíduo de gás metano.

2.1.1 Migração do petróleo

Geração (rocha fonte ou geradora) + migração + caminho interrompido

(armadilha geológica) = acumulação (rocha reservatório).

A explicação clássica = expulsão da água das rochas geradoras (ou fonte)

(compactação), carreando óleo ou microfraturamento das rochas geradoras (explica o

fluxo através de meios de baixíssima permeabilidade, como as rochas argilosas -folhelhos).

Migração primária = expulsão do petróleo da rocha onde foi gerado

Migração secundária = percurso ao longo de uma rocha porosa e permeável até

ser contido por uma armadilha geológica.

Se mão houver contenção = exsudações, oxidação e degradação bacteriana na

superfície.

2.1.2 Rocha-reservatório

Deve apresentar espaços vazios interconectados no seu interior (porosidade) =

permeabilidade.

Exemplos: Arenitos e calcarenitos, e todas as rochas sedimentares que sejam

permeáveis.

Algumas rochas (folhelhos e alguns carbonatos), porosas porém impermeáveis,

quando se apresentam fraturados.

Grãos ligados por um cimento e matriz (material muito fino).

Porosidade absoluta:VsVp

Vp

Vt

Vp

+==φ

Porosidade efetiva (contabiliza o volume dos poros conectados).

Conversão do material sedimentar em rocha = porosidade primária.

Aparecimento de fraturas (mais espaços vazios) devido aos esforços =

porosidade secundária. Obs: em rochas calcárias é freqüente a ocorrência de dissolução



de parte dos sólidos devido ao ataque da água da formação, resultando também em

porosidade secundária.

Medida por perfis elétricos nos poços ou em amostras.

2.1.3 Rocha selante

Depois geração e da migração até um reservatório, deve existir uma barreira

(rocha de baixa permeabilidade) para acumulação.

Mais comuns: folhelhos e evaporitos (sal).

Eficiência = espessura + extensão.

2.1.4 Aprisionamento do petróleo (armadilhas ou trapas)

Os volumes das reservas dependem dependendo de seus graus de estruturação,

da existência e inter-relação das armadilhas e dos contatos que essas armadilhas

propiciem entre rochas geradoras e reservatórios.



Esforços físicos podem determinar a formação de elementos arquitetônicos que

se transformam em abrigos para a contenção de fluidos.

Acumulações também podem resultar das diferenças entre os sedimentos, ou da

atuação de causas hidrodinâmicas.

Armadilhas são classificadas em estruturais, estratigráficas e mistas oucombinadas.

As armadilhas estruturais (dobras ou falhas) são mais fáceis de identificar e

detêm os maiores volumes de petróleo. As do tipo anticlinais dobradas englobam

grandes volumes de petróleo e são de fácil identificação tanto por métodos geológicos

de superfície quanto por métodos geofísicos.

As falhas aprisionam o petróleo ao colocar rochas reservatório em contato com

rochas selantes.As armadilhas estratigráficas são determinadas por interações de fenômenos de

caráter paleogeográfico, caso dos paleorrelevos, e sedimentológicos como as variações

laterais de permeabilidade.



3. PROSPECÇÃO DE PETRÓLEO

- Localizar dentro de uma bacia sedimentar as situações geológicas que tenham

condição para a acumulação de petróleo;

- Verificar qual, dentre estas situações, possui mais chance de conter petróleo.Não se pode prever, portanto, onde existe petróleo, e sim os locais mais favoráveis para

sua ocorrência.

3.1 Métodos geológicos

3.1.1 Geologia de superfície

Mapeamento das rochas na superfície fornecem informações sobre estruturas

subterrâneas. Áreas compostas por rochas ígneas e metamórficas e pequenas bacias com

espessura sedimentar reduzida ou sem estruturas favoráveis são praticamenteeliminadas.

Esta fase pode incentivar a locação de um poço pioneiro (altos custo e riscos).

3.1.2 Aerofotogrametria e fotogeologia (fotos aéreas + imagens de radar + imagens de

satélite)

Aerofotogrametria (avião devidamente equipado, voando com altitude, direção e

velocidade constantes) = mapas base ou topográficos.

Fotogeologia = determinação das feições geológicas (dobras, falhas e o

mergulho das camadas geológicas). Identificação através da variação da cor do solo, da

configuração de rios, da cobertura vegetal e de drenagem presente na região em estudo.

3.1.3 Geologia de subsuperfície

Trata os dados do poço exploratório:

- descrição das amostras de rochas;

- o estudo das formações perfuradas e sua profundidade em relação a um

referencial fixo (freqüentemente o nível do mar);

- a construção de mapas e seções estruturais através da correlação entre as

informações de diferentes poços; e

- identificação dos fósseis.

3.2 Métodos potenciais



3.2.1 Gravimetria

O campo gravitacional depende de cinco fatores: latitude, elevação, topografia,

marés e variações de densidade em subsuperfície. Este último permite fazer estimativas

da espessura de sedimentos em uma bacia sedimentar, presença de rochas com

densidades anômalas como as rochas ígneas e domos de sal, e prever a existência dealtos e baixos estruturais pela distribuição lateral desigual de densidades em

subsuperfície → Mapa Bouguer (interpretação ambígua, por conta das diferentes

situações geológicas; usa em conjunto com outras técnicas geofísicas e com técnicas

geológicas).

As anomalias produzidas por estruturas geológicas de interesse à prospecção de

petróleo são da ordem de 10-3 cm/s2 (10-3 gal). Obs: gravidade ≈ 10 cm/s2; perturbações

= 10-3 cm/s2 → precisão dos gravímetros da ordem de 1/1.000.000.

3.2.2 Magnetometria

Magnetômetro (levantamentos aeromagnéticos) mede pequenas variações na

intensidade do campo magnético terrestre, conseqüência da distribuição irregular de

rochas magnetizadas em subsuperfície.



Gravimetria (campo aponta sempre para o centro) ≠ Magnetometria (é horizontal

no equador e vertical nos pólos magnéticos, que não coincidem com os pólos

geográficos).

Fatores: latitude, altitude de vôo ou elevação, direção de vôo, variações diurnas

(atividade solar – tempestades magnéticas e movimentos na ionosfera) e presençalocalizada de rochas com diferentes susceptibilidades magnéticas.

A unidade = gamma, ou nano-tesla = 10-5 gauss. O campo magnético terrestre ≈

50.000 gamma e as anomalias de interesse são da ordem de 1 a 10 gamma.

Sensibilidade de 1/50.000.

Anomalias produzidas por rochas = quantidade de magnetita disseminada nas

rochas; rochas básicas (baixo teor de sílica) apresentam valores altos de susceptibilidade

magnética; rochas ácidas (alto teor de sílica) apresentam valores baixos.

As rochas sedimentares (de interesse) apresentam, em geral, valores desusceptibilidade magnética muito baixos.

Os mapas magnéticos também apresentam interpretações ambíguas e devem ser

utilizados em conjunto com outros métodos. Pode fornecer estimativas da profundidade

do embasamento magnético ou espessura de sedimentos, altos estruturais do

embasamento e presença de rochas intrusivas básicas.

3.3 Métodos sísmicos

Método sísmico de refração registra somente ondas refratadas com ângulo

crítico (head waves) e tem grande aplicação na área de sismologia (em desuso na área

de petróleo).

Método sísmico de reflexão (o mais utilizado atualmente na indústria do

petróleo; mais de 90% dos investimentos em prospecção) = fornece alta definição das

feições geológicas em subsuperfície (imagens das estruturas e camadas) + custo baixo.

Ondas elásticas (geradas artificialmente) são refletidas e refratadas nas interfaces

e retornam à superfície, onde são captadas por equipamentos de registro.

3.3.1 Fontes e receptores sísmicos

Dinamite e vibrador em terra e canhões de ar comprimido no mar (assinaturas

específicas) com pulsos de 200 milissegundos.

Receptores: eletromagnéticos (geofones) para registros em terra, e de pressão

(hidrofones) para levantamentos na água.



Geofone = bobina suspensa dentro de um campo magnético gerado por um imã

dentro de invólucro impermeável, que é cravado à superfície. Quando a onda sísmica

atinge o geofone, o movimento relativo entre a bobina e o imã gera uma corrente

elétrica induzida que é proporcional a vário fatores, inclusive à amplitude da onda

incidente.Hidrofone = cristais piezoelétricos, que geram uma corrente elétrica

proporcional à variação de pressão produzida pelas ondas acústicas na água.

As oscilações elétricas são transmitidas até o sismógrafo, onde são digitalizadas,

multiplexadas e registradas (retransmitidas) após severo depuramento e amplificação

eletrônicos.

3.3.2 Aquisição de dados sísmicos

Aquisição = geração de perturbação mecânica em um ponto + registro das

reflexões em centenas (128 a 1.024) de canais de recepção (espaçados de 20 a 50

metros) ao longo de uma linha reta.



Posicionamento dinâmico = definido por levantamentos topográficos em terra e

por radioposicionamento e satélites no mar.

Qualidade = função da economicidade.

Profundidade de pesquisa = 2*v*tempo de registro

v na terra = 3000 m/s; no mar = 1500 m/stempo de registro na terra ≈ 4 s; no mar ≈ 6 a 12 s.

Amostragem horizontal depende da distância entre canais receptores.

Em levantamentos tridimensionais, a amostragem lateral depende da distância

entre cabos.

3.3.3 Tipos de ondas sísmicas e velocidades de propagação

Ondas elásticas: ondas P, ou compressionais e ondas S, ou de cisalhamento

(experimentais ainda).

Velocidade = função da densidade e das constantes elásticas do meio

(constituição mineralógica da rocha, grau de cimentação, estágios de compactação,

porosidade, conteúdo e saturação de fluidos, temperatura e presença de microfraturas).

Mesmas leis da ótica geométrica → Interface = refração + reflexão.

Medição das impedâncias acústicas → estimativas da distribuição de porosidade.



3.3.4 Sismograma sintético

Informação simples, que perde a resolução vertical, pois a reflexão em cada uma

das várias interfaces interfere nas demais. Contudo, correlacionando com uma amostra

da coluna sedimentar, podem-se levantar correlações.

3.3.5 Técnica CDP e obtenção de velocidades

Registra 48 a 240 vezes os mesmos pontos com diferentes posições de tiros e

receptores (em geral, diferentes percursos de aquisição).

Permite a obtenção de velocidades de propagação em subsuperfície, acelera a

aquisição, promove cobertura contínua em subsuperfície, auxilia a atenuação de

reverberações múltiplas que ocorrem entre a superfície e o fundo do mar nos

levantamentos marítimos e promove multiplicidade de registros de reflexões de um

mesmo ponto em subsuperfície.

3.3.6 Processamento de dados sísmicos

Computadores e algoritmos eficientes. Imagens com fidelidade, atenuando as

distorções.

Fita de campo

Pre-processamento

-reformatação

-edição

-geometria

-correções primárias (atenuam distorções)

-correções estáticas (variações topográficas, anomalias

superficiais, profundidade dos canhões e receptores – 7 a 15 metros, etc)



2 –Deconvolução (filtragem matemática para retirar reverberações –

maior parte da própria fonte, que não é um pulso, reflexões indesejáveis,

etc)

-balanceamento (recuperação da energia perdida durante a

propagação por espalhamento esférico)3 -Reagrupamento

-análise de velocidades

4 -Correções dinâmicas (subtraem os excessos de tempo derivados do

arranjo geométrico de fontes e receptores)

-soma horizontal (resultando um traço único para aquela posição)

5 –Filtragem (eliminar difrações)

-filtros de freqüência

-filtros espaciais6 –Migração (converter tempo em profundidade)

SEÇÃO FINAL

3.3.7 Interpretação de dados sísmicos

Seções sísmicas finais → mapas estruturais (eventos geológicos em amarração

com poços usando o sismograma sintético).

3.3.8 Sísmica tridimensional (3-D)

A migração, neste caso, permite que eventos laterais presentes nas seções 2-D

sejam migrados para suas respectivas posições verdadeiras em 3-D.



São geradas fatias horizontais de posições verticais e é possível navegar dentro

do cubo assim obtido.

Os mapas de amplitude permitem identificação direta da presença de

hidrocarbonetos, mas ainda em conjunto com conhecimento da aquisição e

processamento.

3.3.9 Sísmica aplicada à perfuração e ao desenvolvimento da produção

A sísmica pode orientar a trajetória de poços direcionais (e mesmo horizontais)

para que permaneça dentro do reservatório.

3.3.10 Sísmica 4-D

Sísmica 4-D é a repetição de um levantamento 3-D, em intervalos grandes de

tempo, mantendo-se as mesmas condições de aquisição e processamento. Se houver

alteração devido às atividades (extração, injeção, etc) informações importantes são



levantadas para o desenvolvimento da produção (injeção de água/vapor, gás natural,

CO2). Durante a injeção ou com combustão in situ, os levantamentos também ajudam a

monitorar as operações.

3.3.11 Sísmica de poço

Podem ser instalados receptores em diferentes profundidades dentro de um poço,

para levantamentos nas vizinhanças do mesmo. Além disso, todos os eventos

subseqüentes serão registrados, incluindo as reflexões, reverberações e demais

fenômenos que ocorrem junto ao poço (com informação de distância ao poço e

profundidade).



Tomografia Sísmica (sísmica poço-a-poço) = fontes num poço / receptores em

outro. A tomografia sísmica é muito usada em processos de injeção térmica.

4 – PERFURAÇÃO

VÍDEO

Realizada através de uma sonda.



Perfuração rotativa = broca + rotação e peso

Peso - comandos (tubos de paredes espessas) e tubos de perfuração (tubos deparedes finas).

Fragmentos removidos por fluido de perfuração ou lama injetado por bombas

para o interior da coluna de perfuração através do swivel e retorna à superfície pelo

espaço anular (paredes do poço e coluna).

Em determinada profundidade, a coluna é retirada e descido revestimento de aço

(diâmetro inferior ao da broca)

O anular entre o revestimento e as paredes do poço é cimentado. Desce nova

broca de diâmetro menor e continua. Fases = diferentes diâmetros das brocas.

4.1 Equipamentos da sonda de perfuração

4.1.1 Sistema de sustentação de cargas



a) Torre ou mastro

Para substituir a broca = manobra (seções de dois ou três tubos - cada tubo mede

cerca de 9 metros) – torre = 45 metros de altura.

A torre ou mastro é uma estrutura de aço especial, de forma piramidal, de modo

a prover um espaçamento vertical livre acima da plataforma de trabalho para permitir aexecução das manobras.

Uma torre = grande número de peças; mastro = estrutura treliçada ou tubular.

b) Subestruturas

Vigas de aço fundação ou base da sonda = um espaço de trabalho sob a

plataforma onde são instalados os equipamentos de segurança do poço.

As fundações ou bases = estruturas rígidas apoiadas sobre solo resistente.



c) Estaleiros

Mantém as tubulações (comandos, tubos de perfuração, revestimentos, etc.) em

condições.

4.1.2 Sistema de geração e transmissão de energia

a) Fontes de energia

Normalmente fornecida por motores diesel.

Nas sondas marítimas = turbinas a gás.

Pode até energia elétrica de redes.

Necessidade de velocidade e torque variáveis.

b) Sondas mecânicas

Motores diesel + transmissões (compound) + acoplamentos hidráulicos(conversores de torque) e embreagens.

c) Sondas diesel-elétricas

Motores diesel ou turbinas a gás + geradores de corrente alternada

4.1.3 Sistema de movimentação de carga



a) Guincho

Energia mecânica para movimentação.

Tambor principal, tambor auxiliar ou de limpeza, freios, molinetes e

embreagens.

b) Bloco de coroamento

Conjunto estacionário de 4 a 7 polias

c) Catarina

Conjunto de 3 a 6 polias móveis com 8 a 12 linhas passadas. Sustenta o gancho.



d) Cabo de perfuração

Aço trançado em torno de um núcleo ou alma. Passa por uma âncora com sensor

para medir a tensão no cabo.

e) Elevador

Utilizado para movimentar elementos tubulares.

4.1.4 Sistema de rotação



a) Mesa rotativa

Transmite rotação à coluna e, em certas r operações, a mesa rotativa suporta o

peso da coluna de perfuração.

b) Kelly

Transmite a rotação proveniente da mesa rotativa à coluna de perfuração.



Sondas de terra = seção quadrada; sondas marítimas = seção hexagonal (maior

resistência à tração, torção e flexão).

c) Cabeça de injeção ou swivel

Separa os elementos rotativos dos estacionários.

Permite injeção através da cabeça de injeção.

d) Top drive

Motor conectado no topo da coluna elimina mesa rotativa e kelly.

Permite perfurar de três em três tubos e retirada ou descida com rotação e

circulação de fluido.



e) Motor de fundo

Motor hidráulico tipo turbina acima da broca.

Ausência de torque = desgaste bastante reduzido da coluna.

4.1.5 Sistema de circulação



Fluido bombeado através da coluna até a broca, retorna pelo anular, trazendo

cascalhos. Na superfície, o fluido é tratado e armazenado em tanques.

a) Fase de injeção

Tanques → bombas de lama → coluna de perfuração → jatos da broca.

Número de bombas em paralelo = as vazõesPressões = pistões e camisas.

b) Fase de retorno

Jatos da broca → espaço anular → superfície.

c) Fase de tratamento



Eliminação de sólidos ou gás + adição de produtos químicos para ajustes de

propriedades.

Peneira vibratória → 2 a 4 hidrociclones de 8" a 20" (desareiadores) → 8 a 12

hidrociclones de 4" a 5" (dessiltadores) → mud cleanner (dessiltador + peneira - permite

recuperar partículas, reduzindo os gastos com aditivos) → centrífuga → desgaseificador.

4.1.6 Sistema de segurança do poço

a) Cabeça de poço

Ancoragem e vedação das colunas de revestimento na superfície. Composta de

cabeça de revestimento, carretel de perfuração, adaptadores, carretel espaçador e seus

acessórios.

Cabeça de revestimento → topo do revestimento de superfície.

Objetivos: sustentar os revestimentos intermediário e de produção através dos

suspensores, vedação do anular do revestimento intermediário, permitindo o acesso a

este anular e de servir de base para a instalação dos demais elementos da cabeça de poço

e preventores.

Suspensor de revestimento = ancoragem do revestimento e vedação do anular

(extrusão de um elemento de borracha).

Carretel de revestimento ≈ cabeça de revestimento com duas saídas laterais para

acesso ao anular + suspensor do revestimento.



A cabeça de produção = carretel + sede para elementos de vedação (impedir a

passagem de pressões altas). Na parte interna superior recebe tubing hangel; que

sustenta a coluna de produção. Apresenta, também, duas saídas laterais para acesso ao

espaço anular.

O carretel de perfuração flanges no topo e na base e duas saídas laterais (killline) e (choke line).

b) Preventores

Fechamento do espaço anular e podem ser de dois tipos: preventor anular e

preventor de gaveta.

Anular fecha o anular = pistão que comprime um elemento de borracha contra a

tubulação.

De gavetas = fecha o anular, transversalmente ao eixo do poço.

Gaveta Vazada:



Gaveta Cisalhante:

Terra = um anular e dois de gavetas.

Mar (fixas - apoiadas no fundo do mar) = um anular e três ou quatro de gavetas.

Mar (flutuantes, navios e semi-submersíveis - equipamentos de segurança no

fundo do mar) dois anulares e três ou quatro de gavetas.

4.1.7 Sistema de monitoração

Manômetros, indicador de peso sobre a broca, indicador de torque, tacômetro,

etc.

Registro e controle.



Principal: peso no gancho e sobre a broca, pressão de bombeio, torque na coluna

de perfuração, torque das chaves flutuantes nas conexões da coluna de perfuração ou de

revestimento, velocidade da mesa rotativa e da bomba de lama e taxa de penetração da

broca (mudanças das formações + desgaste da broca + adequação dos parâmetros de

perfuração).

4.2 Colunas de perfuração

4.2.1 Comandos (Drill Collars - DC)

Aço forjado, usinados com conexões por uniões enroscáveis; alto peso linear

(grande espessura de parede).

Funções: peso sobre a broca e rigidez à coluna (controle da trajetória do poço).

Características: diâmetro externo, diâmetro interno, tipo da união, acabamento

externo e a existência ou não de ressalto para o elevador.

4.2.2 Tubos pesados (Heavy-Weight Drill Pipes - HWDP)



Aço forjado e usinados

Função: promover uma transição entre comandos e tubos de perfuração

(evitando falha por fadiga).

Características: maior espessura das paredes, uniões mais resistentes e revestidas

de metal duro (Hard-Facing) e reforço central no corpo do tubo revestido de metal duro.



4.2.3 Tubos de perfuração (Drill Pipes -DP)

Aço sem costura, tratados internamente com resinas para diminuição do desgaste

interno e corrosão. Conexões cônicas (tool joints).

Características: diâmetro nominal, diâmetro externo, peso nominal, tipo de

reforço para soldagem das uniões, tipo ou grau do aço, comprimento nominal (range) e

tipos de rosca.

O comprimento nominal pode variar de 5,49 m (18 pés) até 16,50 m (45 pés).



4.2.4 Acessórios da coluna de perfuração

a) Substitutos

-Sub de içamento - movimentação de comandos (seção superior com diâmetro externo

igual a dos tubos de perfuração para permitir a adaptação do elevador).

-Sub de broca - conectar a broca ao primeiro comando (pino-pino).

-Sub de cruzamento - conexão de tubos com tipos diferentes de roscas e diâmetros.

b) Estabilizadores

Diâmetro igual ao da broca = rigidez à coluna + manter o diâmetro.

c) Escareadores

Similares aos estabilizadores + roletes nas lâminas (rochas duras e abrasivas).

d) Alargadores

Aumentar o diâmetro de um trecho.

e) Amortecedores de vibração

Absorvem as vibrações verticais.



4.2.5 Ferramentas de manuseio da coluna

a) Chaves flutuantes

Suspensos por cabo, polia e contrapeso. Fornece o torque necessário ao aperto e

desaperto das uniões.

b) Cunhas



Mantêm a coluna de perfuração suspensa na mesa rotativa.

c) Colar de segurança

Evita a queda da coluna no poço em caso de deslizamento pelas cunhas.



4.2.6 Dimensionamento da coluna de perfuração

a) Seleção dos comandos

-critério de flambagem na extremidade inferior da coluna quando peso é aplicado sobre

a broca (linha neutra de flambagem); e

-número de comandos, de modo que os tubos de perfuração não estejam comprimidos(linha neutra de tração).

Mais utilizado é o de determinação da linha neutra de flambagem:

lwFS

PSBn

...

max

α =

PSBmax = peso máximo sobre a broca

FS = fator de segurança (varia de 0,80 a 0,90)

w = peso por pé (no ar) do comandol = comprimento médio de cada comando

α = fator de flutuação =

−

aço

lama

ρ

ρ 1

b) Seleção do(s) tubo(s) de perfuração

Os valores das resistências ao colapso, tração e pressão interna estão tabelados

no API RP7G para cada tipo de tubo de perfuração.

4.3 Brocas

4.3.1 Brocas sem partes móveis

A inexistência de partes móveis e rolamentos diminui a possibilidade de falhas.

Os principais tipos são: integral de lâminas de aço, diamantes naturais e

diamantes artificiais.

As brocas de lâminas de aço = perfurar por cisalhamento. Jatos permitem uma

boa limpeza das lâminas. O maior problema = vida útil curta.



As brocas de diamantes naturais = esmerilhamento. Diamantes industrializados

fixados numa matriz metálica especial. Atualmente são usadas principalmente em

testemunhagem (operação na qual se perfura apenas uma coroa da formação,

preservando a parte interna para estudos), ou em formações extremamente duras e

abrasivas.

Diamantes sintéticos = cisalhamento (efeito de cunha). Partículas de diamantes

aglutinados com cobalto, fixada a outra camada composta de carbureto de tungstênio.

Para formações moles com altas taxas de penetração e maior vida útil.



4.3.2 Brocas com partes móveis

Um a quatro cones (as mais utilizadas são as brocas tricônicas).

a) Estrutura cortante

Fileiras de dentes montados sobre o cone.

Brocas de dentes de aço = estrutura cortante fresada no próprio cone.



Brocas de insertos de carbureto de tungstênio = instalados por interferência em

orifícios nos cones. Raspagem, lascamento, esmagamento e erosão por impacto dos

jatos de .lama. Excentricidade dos eixos dos cones em relação ao eixo da broca = offset

do cone.

b) Rolamentos

Com roletes e esferas não-selados = lubrificação pelo próprio fluido de

perfuração

Com roletes e esferas selados = sistema interno de lubrificação.

Com mancais de fricção tipo journal = os roletes são substituídos por mancais

revestidos com metais nobres + dispositivo interno de lubrificação.

4.4 Fluidos de perfuração

Misturas complexas de sólidos, líquidos, produtos químicos e, por vezes, até

gases.



Características:

- ser estável quimicamente;

- estabilizar as paredes do poço, mecânica e quimicamente;

- facilitar a separação dos cascalhos na superfície;

- manter os sólidos em suspensão quando estiver em repouso;- ser inerte em relação a danos às rochas produtoras;

- aceitar qualquer tratamento, físico e químico;

- ser bombeável;

- apresentar baixo grau de corrosão e de abrasão em relação à coluna de perfuração e

demais equipamentos do sistema de circulação;

- facilitar as interpretações geológicas do material retirado do poço; e

- apresentar custo compatível com a operação.

Funções:- limpar o fundo do poço dos cascalhos gerados pela broca e transportá-los até a

superfície;

- exercer pressão hidrostática sobre as formações, de modo a evitar o influxo de fluidos

indesejáveis (kick) e estabilizar as paredes do poço;

- resfriar e lubrificar a coluna de perfuração e a broca.

4.4.1 Propriedades dos fluidos de perfuração

a) Densidade

Limites = pressão de poros e pressão de fratura das formações expostas.

Aumentar = baritina ou barita BaSO4 que tem densidade de 4,25 (sólidos

perfurados 2,60).

Reduzir = dilui-se com água (densidade 1,00) ou óleo diesel (densidade 0,82).

b) Parâmetros reológicos

c) Forças géis

Fluidos tixotrópicos (tintas, areia)

A força gel inicial mede a resistência inicial para colocar o fluido em fluxo. A

força gel final mede a resistência do fluido para reiniciar o fluxo quando este fica um

certo tempo em repouso. A diferença entre elas indica o grau de tixotropia.

d) Parâmetros de filtração

A capacidade de gerar reboco por filtração (influxo da fase líquida para a

formação, recobrindo parede de sólidos).



e) Teor de sólidos

Mínimo possível, pois aumenta densidade, viscosidade e forças géis, desgaste

dos equipamentos de circulação e causa fratura das formações, prisão da coluna e

redução da taxa de penetração.

Preventivo = inibir o fluido, física ou quimicamente, evitando-se a dispersão dossólidos perfurados.

Corretivo = equipamentos extratores de sólidos, tais como tanques de

decantação, peneiras, hidrociclones e centrífugas, ou diluir o fluido.

f) Concentração hidrogeniônica -pH

Papéis indicadores ou de potenciômetros. Manter = 7 a 10 para evitar corrosão e

evitar a dispersão das formações argilosas.

g) Alcalinidades

Carbonatos + bicarbonatos + hidroxilas. Alcalinidades medidas: parcial dofiltrado, alcalinidade da lama e alcalinidade total do filtrado.

h) Teor de cloretos ou salinidade

Titulação = ppm de NaCl equivalente.

Usado para medir teor salino da água de preparo do fluido, de fluidos inibidos

com sal, identificar influxos de água salgada e a perfuração de uma rocha ou domo

salino.

i) Teor de bentonita ou de sólidos ativos

Azul de metileno análise volumétrica por adsorção que serve como indicador da

quantidade de sólidos ativos ou bentoníticos no fluido de perfuração. Ele mede a

capacidade de troca de cátion (CTC) das argilas e sólidos ativos presentes.



4.4.2 Classificação dos fluidos de perfuração

a) Fluidos à base de água

Água doce = salinidade inferior a 1.000 ppm de NaCl equivalente; não necessita

de pré-tratamento (não afeta o desempenho dos aditivos).

Água dura = sais de cálcio e de magnésio

Água salgada = salinidade superior a 1.000 ppm de NaCl equivalente; água do

mar, ou com a adição de sais como NaCl, KCl ou CaC12.

Fatores: disponibilidade, custo de transporte e de tratamento, tipos de formações

geológicas a serem perfuradas, produtos químicos que comporão o fluido e

equipamentos e técnicas a serem usados na avaliação das formações.

Os sólidos ativos = materiais argilosos, que viscosificam o fluido. Argilas usadas =

bentonita; e em menor escala, a atapulgita.

Os sólidos inertes = aditivos industrializados ou de detritos.

Adensantes = baritina (mais usado), calcita e a hematita. Inertes = areia, silte e

calcário fino.

Os produtos químicos adicionados ao fluido podem ser:

- alcalinizantes e controladores de pH, como soda cáustica, potassa cáustica e cal

hidratada;

- dispersantes, como o lignossulfonato, tanino, lignito e fosfatos;

- redutores de filtrado, como o amido;

- floculantes, como a soda cáustica, cal e cloreto de sódio;

- polímeros de uso geral para viscosificar, desflocular ou reduzir filtrado;



- surfactantes para emulsificar e reduzir a tensão superficial;

- removedores de cálcio e magnésio, como carbonato e bicarbonato de sódio;

- inibidores de formações ativas, como cloreto de potássio, sódio e cálcio;

- bactericidas, como paraformaldeído, compostos organoclorados, soda cáustica e cal.

Outros: anticorrosivos, traçadores químicos, antiespumantes.Fluido não-inibidos = empregados na perfuração das camadas rochosas

superficiais (sedimentos inconsolidados - praticamente inertes); termina com a descida

do revestimento de superfície.

Os fluidos inibidos = rochas de elevado grau de atividade (torna-se plástica,

expansível, dispersível ou até mesmo solúvel).

Inibidores = eletrólitos e/ou polímeros.

Inibidores físicos = adsorvidos sobre a superfície das rochas e impedem o

contato direto com a água.Inibidores químicos = reduzem a atividade química da água (cal, os cloretos de

potássio, de sódio e de cálcio).

b) Fluidos à base de óleo

Hidrocarbonetos líquidos com pequenas gotículas de água ou de solução aquosa.

Emulsões água/óleo (teor de água < 10%) ou emulsão inversa (teor de água de

10% a 45%).

Características:

- grau de inibição elevado em relação às rochas ativas;

- baixíssima taxa de corrosão;

- propriedades controláveis acima de 350º F, até 500º F;

- grau de lubricidade elevado;

- amplo intervalo de variação de densidade: de 0,89 a 2,4;

- baixíssima solubilidade de sais inorgânicos.

Usos:

- poços HPHT (alta pressão e alta temperatura);

- formações de folhelhos argilosos e plásticos;

- formações salinas de halita, silvita, carnalita, etc.;

- formações de arenitos produtores danificáveis por fluidos à base de água;

- poços direcionais ou delgados ou de longo afastamento;

- formações com baixa pressão de poros ou de fratura.

Desvantagens:



- dificuldade na detecção de gás no poço devido a sua solubilidade na fase contínua;

- menores taxas de penetração;

- maiores graus de poluição;

- menor número de perfis que podem ser executados;

- dificuldade no combate à perda de circulação;- maior custo inicial.

c) Fluidos à base de ar

Zonas com perdas de circulação severas, formações produtoras com pressão

muito baixa ou com grande susceptibilidade a danos, muito duras, em regiões com

escassez de água ou regiões glaciais com camadas espessas de gelo.

Ar comprimido ou nitrogênio.

Perfuração com névoa (água dispersa no ar) = formações que produzem água em

quantidade suficiente para comprometer a perfuração com ar puro. Executada emconjunto com a perfuração com ar.

Espuma = dispersão de gás em líquido (filme delgado de uma fase líquida,

estabilizada com um tensoativo, denominado espumante). Usa-se quando se necessita

de uma eficiência elevada de carreamento dos sólidos.

Fluidos aerados (intermediário entre fluidos convencionais e as espumas) =

injetar ar, nitrogênio ou gás natural no fluxo contínuo do fluido de perfuração,

diminuindo a densidade.

4.5 Operações normais de perfuração

4.5.1 Alargamento e repassamento

Reperfurar o poço com uma broca de diâmetro maior que a utilizada para sua

perfuração = quando o poço por algum motivo se estreita. Baixo peso e baixa rotação.

4.5.2 Conexão, manobra e circulação

Conexão: executada quando o topo do kelly chega na mesa

- sobe a coluna até o 1º tubo de perfuração e coloca cunha e colar

- desconecta o kelly da coluna

- conecta ao novo tubo

- eleva o conjunto e conecta à coluna

- retira cunha e colar



- desce até o kelly chegar na mesa e reinicia-se a rotação

Manobra: quando se quer retirar ou descer a coluna toda (para troca de broca,

por exemplo) – executam-se procedimentos semelhantes aos da conexão,

movimentando-se 2 a 3 tubos de cada vez.

Circulação: elevação da coluna, fazendo passar fluido apenas para retirarcascalhos.

4.5.3 Revestimento de um poço de petróleo

Parcela do custo de perfuração = 15% a 20% no mar, podendo chegar a 50% em

terra.

a) Funções das colunas de revestimento

-Prevenir o desmoronamento das paredes do poço.

-Evitar a contaminação da água potável dos lençóis freáticos mais próximos àsuperfície.

-Permitir o retomo do fluido de perfuração à superfície.

-Prover meios de controle de pressões dos fluidos, permitindo aplicação de pressão

adicional desde a superfície.

-Permitir a adoção de sistema de fluido de perfuração diferente, mais compatível com as

formações a serem perfuradas adiante.

-Impedir a migração de fluidos das formações.

-Sustentar os equipamentos de segurança de cabeça de poço.

-Sustentar outra coluna de revestimento.

-Alojar os equipamentos de elevação artificial.

-Confinar a produção ao interior do poço.

b) Características essenciais das colunas de revestimento

-Ser estanque.

-Ter resistência compatível com as solicitações.

-Ter dimensões compatíveis com as atividades futuras.

-Ser resistente à corrosão e à abrasão.

-Apresentar facilidade de conexão.

-Ter a menor espessura possível.

c) Classificação das colunas de revestimento



CONDUTOR

É o primeiro, assentado a pequena profundidade (10 m a 50 m) = sustentar

sedimentos superficiais não consolidados.

REVESTIMENTO DE SUPERFÍCIE

Comprimento variando de 100 m a 600 m = proteger os horizontes superficiais

de água, prevenir desmoronamento de formações inconsolidadas, dar apoio para os

equipamentos de segurança de cabeça de poço. Totalmente cimentado para evitar

flambagem.

REVESTIMENTO INTERMEDIÁRIO

Isolar e proteger zonas de alta ou baixa pressão, zonas de perda de circulação,

formações desmoronáveis, formações portadoras de fluidos corrosivos ou

contaminantes de lama. Profundidade de assentamento de 1.000 m a 4.000 m.

Cimentado somente na parte inferior ou, em alguns casos, num trecho intermediário

adicional. Sustentado na superfície por cunhas apropriadas, apoiadas no sistema decabeça de poço.

REVESTIMENTO DE PRODUÇÃO

Permitir a produção do poço, suportando suas paredes e possibilitando o

isolamento entre os vários intervalos produtores. Seu emprego depende da ocorrência de

zonas de interesse.



LINER

Curta de revestimento que cobre apenas a parte inferior deste, o poço aberto. Seu

topo fica ancorado um pouco acima da extremidade inferior do revestimento anterior e é

independente do sistema de cabeça de poço. Seu uso é crescente em função de suas

características de economia, versatilidade e rapidez de operação, podendo ser usado emsubstituição ao revestimento intermediário (liner de perfuração) e ao revestimento de

produção (liner de produção).

TIE BACK

Complementação de uma coluna de liner até a superfície, quando limitações

técnicas ou operacionais exigirem proteção do revestimento anterior.

d) Esforços atuantes na coluna e seu dimensionamento

Tração, pressão interna e colapso.

Parâmetros para dimensionar uma coluna de revestimento:- volume de gás que deve ser considerado como tendo invadido o poço;

- pressão de poros da formação a ser perfurada;

- pressão de fratura da formação a ser perfurada;

- tipo de fluido que ficará no anular do revestimento e em seu interior;

- conhecimento prévio sobre as características da área;

- possibilidade de perdas de circulação;

- variações de inclinação do poço;

- posição do topo do cimento;

- presença de fluidos corrosivos nas formações, etc...

4.5.4 Cimentação de poços de petróleo

Anular entre a tubulação de revestimento e as paredes do poço por bombeio de

pasta de cimento e água

a) Tipos de cimentação

CIMENTAÇÃO PPRIMÁRIA

É a cimentação principal, realizada logo após a descida de cada coluna de

revestimento no poço. Avaliada através de perfis acústicos corridos por dentro do

revestimento.

CIMENTAÇÃO SECUNDÁRIA

Corrigir a cimentação primária, quando há necessidade. Usa canhoneios

(perfurações realizados no revestimento) e compressão de cimento ou squeeze. Nas



operações de completação e de workover, as compressões de cimento são utilizadas

para a vedação dos canhoneios abertos em frente a zonas que se deseja isolar.

O cimento também usado em tampões para o abandono do poço ou para o

isolamento de zonas inferiores.

b) O cimentoDe um modo geral, é uma mistura de calcário e argila.

Cimento Portland = moagem de clínquer (obtido pelo cozimento até fusão

incipiente da mistura de calcário e argila + pequena quantidade de gesso - sulfato de

cálcio).

Cimento Portland:

Cal (CaO) -de 60% a 67%

Sílica (SiO2) -de 17% a 25%

Alumina (Al2O3) -de 3% a 8%Óxido de Ferro ( Fe2O3) -de 0,5% a 6%

Obs: Simbolizados pelas letras C, S, A e F, respectivamente.

Aluminato tricálcico (C3A) - reage rapidamente com a água e cristaliza em

poucos minutos. E o constituinte do cimento que apresenta o maior calor de hidratação

(quantidade de calor desenvolvida durante as reações de pega e endurecimento da

pasta). Controla a pega inicial e o tempo de endurecimento da pasta, mas é o

responsável pela baixa resistência aos sulfatos. Um cimento de alta resistência aos

sulfatos deve ter menos de 3% de C3A.

Ferro-aluminato tetracálcico (C4AF) - é o componente que dá coloração

cinzenta ao cimento, devido à presença de ferro. Libera baixo calor de hidratação e

reage menos rapidamente que o C3A. Controla a resistência à corrosão química do

cimento.

Silicato tricálcico (C3S) -é o principal componente do cimento e o que responde

pela sua resistência mecânica inicial (1 a 28 dias). Sua hidratação começa em poucas

horas e desprende quantidade de calor inferior; ao C3A. Cimentos de alta resistência

inicial geralmente têm maior percentual deste

componente.

Silicato dicálcico (C2S) -reage lentamente com a água e libera baixo calor de

hidratação. Apresenta baixa resistência mecânica inicial, mas contribui para o aumento

da resistência do cimento à longo prazo.

Classes API:



Classe A: para uso em poços de até 6.000 pés (1.830m), quando não são

requeridas propriedades especiais. Corresponde ao cimento Portland comum;

Classe B: para poços de até 6.000 pés, quando é requerida moderada a alta

resistência aos sulfatos;

Classe C: também para poços de até 6.000 pés, quando é requerida altaresistência inicial. Apresenta alta resistência aos sulfatos;

Classe D: para uso em poços de 6.000 até 10.000 pés (3.050 m), sob condições

de temperaturas moderadamente elevadas e altas pressões. Apresenta alta resistência aos

sulfatos;

Classe E: para profundidades entre 6.000 e 14.000 pés (4.270 m), sob condições

de pressão e temperatura elevadas. Apresenta alta resistência aos sulfatos;

Classe F: para profundidades entre 10.000 e 16.000 pés (4.880 m), sob

condições extremamente altas de pressão e temperatura. Apresenta alta resistência aossulfatos;

Classes G e H: para utilização sem aditivos até profundidades de 8.000 pés

(2.440 m). Como têm composição compatível com aditivos aceleradores ou retardadores

de pega, podem ser usados praticamente em todas as condições previstas para os

cimentos das classes A até E. Por isso, as classes G e H são as classes mais utilizadas

atualmente na indústria do petróleo, inclusive no Brasil.

Classe J: para uso como produzido, em profundidades de 12.000 até 16.000 pés

(3.660 m até 4.880 m), sob condições de pressão e temperatura extremamente elevadas.

e) Ensaios com pastas de cimento

Simulam as condições de reservatório, sempre que possível. Os principais testes

realizados em um laboratório de cimentação são finura, água livre, resistência a

compressão, perda de água, reologia, densidade e consistometria.

d) Principais aditivos para a cimentarão

Aceleradores de pega - diminuir o tempo de espessamento e aumentar a

resistência compressiva inicial da pasta. O mais comum é o cloreto de cálcio (CaCl 2)'

em proporção de 0,5% a 2%. Sal comum (NaCl) a baixas concentrações (até 6%).

Retardadores de pega - servem para retardar o início da pega da pasta, mantendo

sua fluidez com altas temperatura e a pressão. Ex: Lignossulfonatos e seus derivados,

ácidos orgânicos, derivados de celulose e derivados de glicose.

Estendedores - aumentar o rendimento da pasta ou reduzir a sua densidade. S

Silicato de sódio é o mais usado; argilas (bentonita, atapulgita, etc.) por absorção de



água, mantendo a pasta mais homogênea e diminuindo a separação da água; Agregados

de baixa densidade (pozolana, perlita, gilsonita) por redução da densidade da pasta. Em

casos especiais nitrogênio ou microesferas.

Redutores de fricção (ou dispersantes) – reduzem viscosidade, diminuindo perda

de carga e potência de bombeamento. Atuam nas cargas elétricas superficiais daspartículas da pasta de cimento, alterando suas propriedades reológicas.

Controladores de filtrado - reduzem a permeabilidade do reboco de cimento,

formado em frente às zonas permeáveis, e/ou aumentando a viscosidade do filtrado.

Polímeros derivados da celulose e polímeros sintéticos.

e) Acessórios de cimentação

- SAPATA

Guia para o revestimento no poço, podendo dispor de vedação para evitarretorno da pasta.

- COLAR

Dois a três tubos acima da sapata, retém os tampões de cimentação, pode receber

vedação.



- TAMPÕES

Feitos de borracha; de fundo e de topo, evitam a contaminação da pasta. O de

topo é rígido e o de fundo tem uma membrana que rompe e deixa passar a pasta.

- COLAR DE ESTÁGIO

Usado quando o trecho a cimentar é muito extenso ou quando existam zonas

críticas muito acima da sapata (muita pressão poderia danificar). Permite a cimentação

por estágios.

- CENTRALIZADORES

Lâminas curvas de aço para garantir a distribuição do cimento.

- ARRANHADOR

Remover o reboco.

- OBTURADOR EXTERNO DE REVESTIMENTO OU ECP (EXTERNAL CASING

PACKER)

Inflável, promove vedação do espaço anular em pontos críticos ou abaixo do

colar de estágio.



Os colchões de lavagem, são bombeados à frente da pasta de cimento, para

evitar a contaminação da pasta pelo fluido de perfuração e vice-versa, e para remoção

do reboco.

Seqüência operacional:

-montagem das linhas de cimentação;-circulação para condicionamento do poço. Simultaneamente é feita a

preparação do colchão de lavagem;

-bombeio do colchão de lavagem;

-teste de pressão das linhas de cimentação com colchão de lavagem;

-lançamento dó tampão de fundo (opcional, mas muito recomendável);

-mistura da 1ª pasta, mais leve;

-mistura da 2ª pasta, de maior densidade e de maior resistência à compressão

(mais cara), que cobre 100 m a 150 m da extremidade inferior da coluna.;-lançamento do tampão de topo;

-deslocamento com fluido de perfuração;

-pressurização do revestimento para teste de vedação do tampão de topo.

Após a pega, é descida uma broca para cortar as partes internas dos acessórios e

o cimento residual entre o colar e a sapata e para condicionar o revestimento.

g) Compressão de cimento ou squeeze

Objetivos:

-corrigir a cimentação primária;

-tamponar canhoneados em zona produtora, para reduzir ou eliminar a produção

de fluidos indesejáveis;

-reparar vazamentos no revestimento.

Comprime a pasta contra uma rocha permeável ocorrendo uma filtração com

deposição de reboco de cimento. A pasta é bombeada até a posição desejada, por

balanceamento hidrostático, comprimida em intervalos regulares, aumentando-se

gradativamente à pressão, até a mesma estabilizar.

4.5.5 Perfilagem

Verificar a qualidade da cimentação. Analisada adiante.

4.5.6 Movimentação da sonda

Em terra: DTM (Desmontagem, Transporte e Montagem).



No mar: DMM (Desmobilização, Movimentação e Mobilização).

4.6 Otimização da perfuração

Melhores parâmetros para perfuração econômica e segura. Variáveis

manipuladas: programa de revestimento, programa de fluido e programa de brocas.Coordenadas: número de fases, tipo e profundidade de assentamento do revestimento,

tipo de fluido de perfuração e suas propriedades, tipo de broca, peso e rotação sobre a

broca (parâmetros mecânicos) e a pressão, vazão e diâmetro dos jatos (parâmetros

hidráulicos).

4.6.1 Programa de revestimento

Função das pressões de poros e de fratura da formação e estabilidade do poço.

Pressão de poros < pressão hidrostática < pressão de fratura. Como pressão de porosaumenta com a profundidade mas a pressão de fratura das formações mais acima limita

a máxima densidade que o fluido de perfuração. Revestimento isola as formações

superiores quando este limite está próximo de ser atingido.



4.6.2 Programa de fluido de perfuração

Evitar inchamento das argilas, desmoronamentos, alargamentos excessivos, etc.

Mais importantes: densidade, o teor de sólidos, o filtrado e a viscosidade.

4.6.3 Programa de brocasCusto métrico:

Mp

tm)(tpxCHCBCM

++=

onde:

CM = Custo métrico,

CB = Custo das brocas,

CH = Custo horário da sonda de perfuração,

tp = Tempo gasto perfurando,tm = Tempo gasto manobrando,

Mp = Intervalo perfurado.

Quando começar a aumentar é indicativo da necessidade da troca de broca.

Também analisa torque na mesa e a taxa de penetração.

4.6.4 Parâmetros mecânicos

Peso e rotação através de poços de correlação ou modelos matemáticos para a

taxa de penetração e o desgaste da broca. Em geral são definidos com o Drill Off teste:

peso é aplicado na broca, o freio é acionado, começa a perfuração com uma dada

rotação, que será mantida constante, e monitora-se a evolução do peso sobre a broca.

4.6.5 Parâmetros hidráulicos

A má utilização da energia hidráulica resulta numa ação deficiente da broca

sobre a rocha a ser perfurada, uma vez que os dentes da broca têm que retrabalhar os

cascalhos acumulados, além dos cones se apoiarem no colchão formado pelos

cascalhos.

Critérios para definição:

-Máxima velocidade no s jatos usando a máxima pressão permissível na bomba.

Pouco usada.

-Máxima potência nos jatos usando a máxima pressão permissível na bomba.

-Máxima força de impacto.



-Máxima força de impacto efetiva.

4.7 Operações especiais de perfuração

4.7.1 Controle de kicks

a) Formações de pressões normais e anormais

Pressão normal - pressão de poro = pressão hidrostática duma coluna de água

doce ou salgada desde a formação até a superfície. Gradiente de pressão do fluido nos

poros entre o da água doce (0,1 kgf/cm2/m) e o da água salgada (0,107 kgf/cm2/m).

Compactação, movimentos tectônicos, rapidez da taxa de deposição,

intercomunicação de zonas de pressões diferentes, movimento ascendente das rochas,

etc., podem criar formações de pressão anormal.b) Causas de kick

Quando a pressão dos fluido de perfuração for menor que a pressão dos fluidos

contidos nos poros das formações, ocorrerá influxo para o poço. Controlável = kick;

incontrolável = blowout.

Causas:

-Peso de lama insuficiente.

-Abastecimento incorreto do poço durante a manobra.

Ao se retirar a coluna, o volume de aço retirado = volume de lama.

- PISTONEIO

Quando se retira a coluna de perfuração são criadas pressões negativas.

- LAMA CORTADA POR GÁS

Diminui a densidade da mistura.

- PERDA DE CIRCULAÇÃO

Causa abaixamento do nível do fluido.

- CIMENTAÇÃO INADEQUADA

Pode ser criada estrutura auto-sustentável com a redução da pressão hidrostática

da pasta.

c) Indícios de kick

-aumento de volume nos tanques de lama;



-aumento de vazão de retomo;

-poço em fluxo com as bombas desligadas;

-diminuição da pressão de bombeio e aumento da velocidade da bomba;

-poço aceitando menos lama que o volume de aço retirado;

-poço devolvendo mais lama que o volume de aço descido no seu interior;-aumento da taxa de penetração, provocado por um desbalanceamento entre as

pressões de poro da formação e hidrostática da lama, causando um esforço no sentido

formação-poço que auxilia a ação da broca;

-corte da lama por gás, óleo ou água.

d) Controle do poço em kick

Informações das pressões lidas nos manômetros - o poço é fechado, e o volume

ganho nos tanques.Com o poço fechado, é feita circulação do fluido invasor para fora do poço e

elevação do peso da lama.

4.7.2 Pescaria

"Peixe" = qualquer objeto estranho que tenha caído, partido ou ficado preso no

poço. Exemplos: prisão ou ruptura da coluna de perfuração, ruptura da broca ou queda

de seus cones, queda de acessórios de perfuração ou de outro equipamento no poço.

"A melhor técnica de pescaria é evitá-la."

a) Pescaria de pequenos objetos

Mordentes de chave flutuante, cones e rolamentos de brocas, pequenas

ferramentas, parafusos, porcas, etc. Técnicas:

- MAGNETO

A cabo ou conectado na extremidade da coluna.



- SUBCESTA

É semelhante a um substituto, com compartimento para retenção de pequenosfragmentos metálicos, removidos do fundo do poço por circulação do fluido de per-

furação. É posicionada logo acima da broca.

- CESTA DE CIRCULAÇÃO REVERSA

Válvula acionada por uma esfera lançada da superfície que desvia o fluxo do

interior da coluna para o seu exterior.



b) Pescaria de elementos tubulares

Causas: desenroscamento da coluna, quebra da coluna, queda da coluna no poço

e prisão da coluna.Prisão da coluna = localiza o ponto de prisão + carga explosiva + torção à

esquerda + detonação + descida duma coluna de pescaria (ferramenta agarradora e

percursores).

c) Pescaria de ferramentas descidas a cabo



Arpão numa coluna de tubos de perfuração.

4.7.3 Testemunhagem

Amostra real de rocha de subsuperfície (testemunho), com alterações mínimas

nas propriedades naturais da rocha. Informações: geologia, engenharia de reservatórios,completação e perfuração, tais como litologia, textura, porosidade, permeabilidade,

saturação de óleo e água, etc.

a) Testemunhagem com barrilete convencional

Broca vazada (coroa), e dois barriletes, um externo, que gira com a coluna, e

outro interno, onde irá se alojar o testemunho.Testemunhos de 9, 18 ou 27 metros.

Exige manobra.

b) Testemunhagem a cabo

O barrilete interno pode ser removido até a superfície sem a necessidade de se

retirar toda a coluna.



c) Testemunhagem lateral

Ferramenta percussiva: cilindros ocos, presos por cabos de aço a um canhão, são

arremessados contra a parede da formação para retirar amostras da rocha.

4.8 Perfuração direcional

4.8.1 Controle da verticalidade em poços verticais

Todo poço desvia-se naturalmente da vertical. Se passar de 5° - ações corretivas.

Poços tortuosos = variação das características das formações (dureza, inclinação, etc.),

mudança brusca no peso sobre a broca, diâmetro de poço grande para os comandos

usados, perfuração com coluna não estabilizada e desbalanceamento dos parâmetros de

perfuração (peso sobre broca e rotação).Problemas:

-desgaste por fadiga dos tubos de perfuração;

-formação de chavetas (sulcos) no trecho de desvio excessivo, devido às ações

de compressão e rotação dos tubos na parede do poço;

-dificuldade na descida de colunas de revestimentos.

4.8.2 Perfuração de poços direcionais

Intencional: atingir objetivos. Motivos:

-controlar um poço em blowout através de poços de alívio;

-atingir formações produtoras abaixo de locações inacessíveis;

-desviar a trajetória do poço de acidentes geológicos;

-perfurar vários poços de um mesmo ponto(marítimas);

-desviar poços que tiveram o trecho final perdido por problemas operacionais,

como, por exemplo, a prisão da coluna de perfuração.



a) Elementos e planejamento de um poço direcional

Ponto de desvio ou KOP (kick-off point), o afastamento horizontal, a direção

locação-objetivo, a profundidade vertical final do poço e a inclinação do trecho reto

inclinado.

Tipo I - neste tipo, o ponto de desvio é raso e o trecho inclinado prossegue até

atingir o objetivo.

Tipo II -o ponto de desvio é também raso e o trecho inclinado prossegue até se

conseguir o afastamento lateral projetado. O poço é trazido para a vertical e assim

prossegue até atingir o objetivo.

Tipo III - é semelhante ao Tipo I, porém o objetivo é atingido na fase de

crescimento de inclinação.Poço horizontal (aumento da produtividade).

b) Instrumentos de orientação

Single Shot - instrumento é lançado indo se alojar em um comando especial ("K-

Monel" - material não-magnético, acima da broca). Registra, numa única foto, a direção

e a inclinação do poço, numa bússola e um pêndulo.



Multishot - registra um número grande de fotos num pequeno filme fotográfico.

Giroscópio - bússola substituída por um giroscópio (interferências magnéticas)

Measurement While Drilling (MWD) – protocolo de pulsos de pressão

Steering Tool - cabo elétrico transmite as informações desejadas durante a fase

em que um motor de fundo ou turbina é utilizado.

c) Operação de desvio

No KOP, a coluna de perfuração é retirada e desce-se uma coluna com bent-sub,

K-Monel e motor de fundo (comandos acima do K-Monel).

Registros de direção e inclinação constantes. Ao final, retira a coluna e desce

uma coluna normal de perfuração, com estabilizadores.

Motores de fundo + MWD = mais simples e econômico - motor de fundo

steerable (sem manobra)

4.9 Perfuração marítimaAs primeiras Unidades de Perfuração Marítima (UPM) eram simples sondas

terrestres montadas sobre uma estrutura para águas rasas (mesmas técnicas).

4.9.1 Tipos de unidadesBOP na superfície = plataformas fixas, auto-eleváveis, submersíveis e as tension

legs.BOP no fundo do mar (unidades flutuantes) = semi-submersíveis e navios-sonda.Condicionadas à lâmina d'água, condições de mar, relevo do fundo do mar,

finalidade do poço, disponibilidade de apoio logístico e, principalmente, à relaçãocusto/benefício.

a) Plataformas fixas



Lâminas d'água de até 300 metros. Estruturas moduladas com estacas cravadas

no fundo do mar.Altos custos de projeto, construção e instalação da plataforma = campos já

conhecidos - um poço vertical e os outros direcionais.Recebem todos os equipamentos de perfuração, estocagem de materiais,

alojamento de pessoal, bem como todas as instalações necessárias para a produção dospoços.



b) Plataformas auto-eleváveis (PAs)

Balsa equipada com pernas, acionadas mecânica ou hidraulicamente até o fundodo mar. Em seguida, eleva-se a plataforma acima do nível da água (altura segura e fora

da ação das ondas).São móveis transportadas por rebocadores ou com propulsão própria.Poços exploratórios na plataforma continental, em lâminas d'água de 5 a 130

metros.Operações de perfuração semelhantes às em terra. Revestimentos estendidos até

a superfície, abaixo da subestrutura, onde é conectado o equipamento de segurança econtrole de poço (ESCP), similar ao de terra.

Maior número de acidentes (elevação e abaixamento), dificuldades de reboque(às vezes devem ser retiradas seções das pernas).

c) Plataformas submersíveisEstrutura sobre um flutuador, deslocadas por rebocadores e lastreadas até o

casco se apoiar no fundo (plano e macio). Águas calmas e pequena lâmina d'água.

d) Plataformas flutuantes



Semi-submersíveis = estrutura (1 ou + conveses) apoiada por colunas emflutuadores submersos.

Navios-sonda = hoje são projetados especialmente para a perfuração.Movimentações → danos nos equipamentos a serem descidos → sistema de ancorageme sistema de posicionamento dinâmico.

Sistema de ancoragem = 8 a 12 âncoras e cabos atuando como molas.

Sistema de posicionamento dinâmico = não há ligação física com o fundo domar, exceto a dos equipamentos de perfuração. Sensores de posição medem deriva epropulsores compensam.

Conseqüência = revestimentos no fundo do mar + sistemas especiais de cabeçade poço submarino + equipamentos de segurança e controle de poço + Riser até aplataforma.

Com ou sem propulsão própria mas sempre grande mobilidade (poçosexploratórios).

e) Plataforma Tension Leg

Desenvolvimento de campos. Similar a semi-submersível, sendo que suas pernasprincipais são ancoradas no fundo do mar por meios de cabos tubulares.

Perfuração e completação = plataformas fixas.

4.9.2 Sistemas de cabeça de poço submarinoAspectos diferentes: BOP (sondas fixas e PAs) e BOP no fundo do mar (semi-

submersíveis e navios).Colunas de revestimento sempre ancoradas no fundo do mar evitando sobrecarga

na sonda = estabilidade e facilidade de abandono.

a) Sistema de cabeça de poço para plataformas fixas e auto-eleváveis

É possível ancorar os revestimentos após a sua cimentação, abandonar o poço eretornar a ele (tie-back) quando necessário.Há necessidade de um cabeçal de superfície = vedação secundária e sustentação

do peso dos tubos de revestimentos que se encontram acima do fundo do mar.Se o poço não for completado para produção logo após a perfuração, ele será

abandonado, temporariamente, e tamponado. Após este tamponamento e adesmontagem da cabeçal de superfície do poço, os revestimentos acima do fundo domar são desconectados e retirados.



b) Sistema de cabeça de poço para plataformas flutuantesCabeça de poço no fundo do mar. Peso (ancoragem) dos revestimentos

intermediários e de produção absorvido pelo condutor e pelo de superfície que odescarregam nas bases da fundação submarina.

O mesmo ocorre com o peso dos equipamentos de segurança, de controle dopoço (durante a perfuração), de controle da produção (após a completação).

Sistema de cabeça = com cabos guias (Guideline System) – até 400 m de lâminae sem cabos-guias (Guidelineless System)- grandes lâminas d'água e unidades flutuantescom posicionamento dinâmico.

Fases com cabos guia:a) desce a BGT (base guia temporária) - ancora quatro cabos de aço para o início daperfuração do poçob) perfuração da 1ª fase (broca de 26” + alargador de 36”) = água do mar e retorno doscascalhos para o fundo do mar.c) desce o conjunto (montado na superfície): condutor (30”) + BGP (base guiapermanente) + alojadord) cimenta o condutor de 30" em toda a sua extensão.e) perfuração da 2ª fase (broca de 26”) = água do mar e retorno dos cascalhos para o

fundo do mar.f) desce e cimenta o revestimento de superfície (20") + alojador de alta pressão(integração do revestimento de superfície com os demais componentes, permitir aconexão dos equipamentos de segurança e controle do poço, servir de sede para ossuspensores dos revestimentos intermediários e de produção e conectar os equipamentosde produção na fase de produção do poço). O alojador recebe três suspensores(13 3/8",9 5/8" e 7").g) cimenta o revestimento de superfícieh) desce e conecta BOP e riser (perfuração das fases seguintes até a conclusão) =começa a ter formação pressurizada.i) capa de abandono se for caso (proteção)

No sistema sem cabos-guia acrescenta-se um tubulão (46" ou 42"), que desceconectado à BGT. O conjunto desce e o tubulão é assentado com 12 a 14 metros deprofundidade, por jateamento.

Com isso, perfura-se o poço de 36", sem a necessidade de retirada da coluna.Além disso, são mais robustas e dotadas de estrutura guia em forma de funil.

4.9.3 Cabeça de poço em sondas flutuantesCabeça do poço distante da plataforma = equipamentos mais seguros e

confiáveis → BOP stack.BOP stack = gavetas vazadas, gaveta cisalhante, válvula anular, linhas de choke

e kill e válvulas associadas. Tem acionamento remoto (linha para acionamento do BOP)

e acumuladores submarinos de fluido hidráulico (altíssima pressão).A ele, se liga o lower marine riser (LMR) para desconexão rápida e abandono dopoço em casos extremos de ocorrência de acidentes (perda de localização por satélite).

Somam-se as linhas de kill e choke = em operações de controle de influxo ouerupção, com o BOP fechado, o fluido passa pelas linhas, pois as colunas de riser nãoresistiriam.

4.9.4 Movimentos de uma sondaa) Movimentos na horizontal



- Avanço ou Surge, que é a translação na direção X.- Deriva ou Sway, translação na direção Y.- Guinada ou Yaw, rotação em torno do eixo Z.

b) Movimentos na vertical (piores)- Afundamento ou Heave, translação na direção Z (PIOR).

- Jogo ou Roll, rotação em torno do eixo X.- Arfagem ou Pitch, rotação em torno do eixo Y.

4.9.5 Equipamentos auxiliaresa) Tensionadores do riser

Coluna de riser = liga o BOP (fixo, no fundo) à plataforma (movimento).Sistemas compensadores + juntas flexíveis + cabos tensionadores + anel rotativo.

b) Compensadores de movimentoGarante peso constante sobre a broca.

5. AVALIAÇÃO DE FORMAÇÕES

Não será abordado.

6. COMPLETAÇÃODepois da perfuração, deixa o poço em condições de operar, de forma segura e

econômica, durante toda a sua vida produtiva. Deve minimizar a necessidade deworkover.

6.1 Tipos de completação6.1.1 Quanto ao posicionamento da cabeça do poço

Em águas mais rasas, é possível trazer a cabeça do poço para a superfície,efetuando-se a completação dita convencional, ou seca. Neste caso, a cabeça do poço seapóia numa plataforma fixa que, por sua vez, é apoiada no fundo do mar. Em águasmais profundas, a cabeça de poço fica no fundo do mar, instalando-se ANM (Árvore deNatal Molhada).

Árvore de natal = conjunto de válvulas acoplado à cabeça do poço, com oobjetivo de controlar e permitir a produção de fluidos.



6.1.2 Quanto ao revestimento de produção

a) A poço abertoPerfura até o topo da formação produtora; desce revestimento de produção e

cimenta; conclui a perfuração e o poço é colocado em produção. Se houver necessidade,desce um liner. Formações muito bem consolidadas (sem desmoronamentos).

Vantagens: maior área, redução dos custos (revestimento e canhoneio). Desvantagem:falta de seletividade.

b) Com liner rasgado ou canhoneadoDesce rasgado ou é cimentado e canhoneado.

c) Com revestimento canhoneadoMais comum. Revestimento de produção desce até o fundo do poço, é cimentado

e canhoneado (cargas ocas).Vantagens: seletividade e facilidade de restauração ou estimulação.

Desvantagem: custo adicional e danos à formação.



6.1.3 Quanto ao número de zonas exploradasa) Simples

Uma só coluna de produção, explorando uma só zona.

b) MúltiplaDuas ou mais zonas ou reservatórios, através de uma ou mais colunas de

produção.



Vantagens:

-possibilidade de drenar ao mesmo tempo diversas zonas produtoras, através de ummesmo poço, sem maior prejuízo para o controle dos reservatórios;-possibilidade de se colocar em produção reservatórios marginais, cuja produção isoladanão seria economicamente viável.

Desvantagens:-maior possibilidade de problemas operacionais, devido à maior complexidade dasinstalações;

-maior dificuldade na aplicação dos métodos artificiais de elevação do petróleo.6.2 Etapas de uma completação

6.2.1 Instalação dos equipamentos de superfícieInstala cabeça de produção e BOP. Em águas rasas, pode-se trazer a cabeça do

poço até a superfície, prolongando-se os revestimentos que se encontram ancorados nosequipamentos instalados no fundo do mar (tie-back). Com pequenas diferenças, estasfases são as mesmas para a completação de um poço terrestre.

6.2.2 Condicionamento do poçoCondicionamento do revestimento de produção = broca para cortar os tampões

de cimento e tampões mecânicos e restos da cimentação e raspador para retirar o que foideixado pela broca.Teste de estanqueidade sob pressão.Substituição do fluido que se encontra no interior do poço por um fluido de

completação (solução salina compatível com o reservatório e com os fluidos nelecontidos e de densidade capaz de impedir que haja fluxo de fluidos da formação para opoço e assim mantê-lo amortecido).

6.2.3 Avaliação da qualidade da cimentação



a) Perfil sônico (CBL/VDL)

Um emissor e dois receptores (um a três pés, e outro a cinco pés do emissor) +circuito eletrônico para o processamento do sinal.

Perfil CBL = controle de aderência cimento-revestimento.Perfil VDL = controle de aderência cimento-formação.

Perfil de raios gama (GR) = correlacionar a profundidade do GR do perfilCBL/VDL com o GR dos perfis de poço aberto (referência).Perfil de localização das luvas do revestimento (CCL) = localizar, em

profundidade, as luvas do revestimento.Curvas de tempo de trânsito (IT) = verificar se a ferramenta sônica está bem

centralizada no revestimento ou não, se existem fluidos diferentes no interior dorevestimento, se existe alteração nas dimensões do revestimento, sem umcorrespondente registro no projeto do poço ou no programa de completação, etc.

b) Perfil ultra-sônico (CEL ou PEL)CBL registra um valor médio dos 360º de poço à sua volta; o perfil CEL tem

oito transdutores dispostos de forma helicoidal em diferentes azimutes (cada um cobre

45º) = mapa da cimentação por trás do revestimento + da resistência compressivamáxima (CSMX) e mínima (CSMN) do cimento.

Não é tão eficiente para investigar a aderência cimento-formação (usocombinado com os demais).

c) Ferramenta de perfilagem ultra-sônica (USIT)Transdutor gira a 7,5 rps e emite 18 pulsos u1tra-sônicos por revolução.

6.2.4 CanhoneioEfeito Munroe (carga oca) + Stand off = revestimento + cimento + 1 metro de

formação.

a b c



Cabo (por dentro do revestimento ou da coluna de produção) ou enroscados naprópria coluna de tubos.

6.2.5 Instalação da coluna de produçãoTubos metálicos, onde são conectados os demais componentes, descidos pelointerior do revestimento de produção. Finalidades:-Conduzir os fluidos produzidos até a superfície, protegendo o revestimento contrafluidos agressivos e pressões elevadas.-Permitir a instalação de equipamentos para a elevação artificial.-Possibilitar a circulação de fluidos para o amortecimento do poço, em intervençõesfuturas.

Pode ter cauda permanente permite, numa futura intervenção, retirar apenas aparte superior e manter isolados os intervalos canhoneados = ferramentas instaladasabaixo da junta telescópica.

O projeto depende:

- localização do poço (terra ou mar);- sistema de elevação (surgente ou com elevação artificial);- características corrosivas ou abrasivas do fluido a ser produzido;- necessidade de contenção da produção de areia;- vazão de produção;- número de zonas produtoras (completação simples, dupla ou seletiva), etc.



6.2.6 Colocação do poço em produçãoVálvulas de gaslift (gás no espaço anular que passa por elas) e flexitubo (tubo

flexível no interior da coluna) = gaseificam o fluido no interior da coluna.Substituição do fluido da coluna por outro mais leve.Pistoneio = na retirada gradativa do fluido do poço, através de um pistão descido

a cabo. .

Quando não há surgência → equipamento de elevação artificial.

6.3 Principais componentes da coluna de produção6.3.1 Tubos de produção

Maior custo dentre os equipamentos de subsuperfície = leva em conta o diâmetrointerno do revestimento de produção, a vazão de produção esperada, o tipo de fluido aser produzido e os esforços mecânicos a serem suportados.

Conexões com roscas finas (vedação metal-metal) = estanqueidade.

6.3.2 Shear-outExtremidade inferior da coluna de produção = tamponamento temporário.Duas sedes superiores vedadas com o lançamento de esferas (diâmetros

diferentes); sede inferior tamponada (para assentamento de packers por pressão)Para liberar, pressuriza e parafusos cisalham.



6.3.3 Hydro-tripTamponamento temporário em qualquer ponto da coluna. A sede não cai para o

fundo do poço, pois tem uma reentrância. Não permitir a passagem plena na coluna apóso rompimento da sede.

6.3.4 Nipples de assentamentoAlojar tampões mecânicos, válvulas de retenção ou registradores de pressão.

sede

reentrância para alojar asede após cisalhamento

dos parafusos



6.3.5 Camisa deslizante (sliding sleeve)Promover a comunicação anular-coluna ou coluna-anular. Completações

seletivas.

6.3.6 Check valveImpede o fluxo no sentido descendente.

6.3.7 Packer de produçãoVedação do espaço anular entre o revestimento e a coluna de produção.

Objetivos:- proteger o revestimento (acima dele) contra pressões da formação e fluidos corrosivos;- possibilitar a injeção controlada de gás, pelo anular, nos casos de elevação artificialpor gas-lift;



- permitir a produção seletiva de várias zonas por uma única coluna de produção (commais de um packer).

O assentamento pode ser mecânico (rotação da coluna), hidrostático(pressurização da coluna) ou hidráulico.

Recuperável:

Permanente:



6.3.8 Unidade selanteDescido na extremidade da coluna pode ser apoiado ou travado no packer

permanente, promovendo a vedação na área polida do packer. Divide-se em três tiposprincipais:

a) Âncora

Unidade selante que travada na rosca do packer permanente através de garra.Conectada com peso e desconectada com rotação à direita.

b) TravaUnidade selante que travada na rosca do packer permanente através de garra.

Conectada com peso e desconectada com tração.

c) BatenteEste tipo de unidade selante não trava, pois não possui rosca. Para retirá-la basta

tracionar a coluna.

6.3.9 Junta telescópica (TSR)

Usada para absorver a expansão ou contração da coluna de produção porvariações de temperatura. Permite também a retirada da coluna sem haver necessidadede retirar o packer e a cauda.

6.3.10 Mandril de gas-liftServem para alojar as válvulas que permitirão a circulação de gás do espaço

anular para a coluna de produção. Estas válvulas podem ser assentadas e retiradasatravés de operações a cabo.



6.3.11 Válvula de segurança de subsuperfície (DHSV)

Tubing mounted = conectadas diretamente na coluna de produçãoInsertáveis, ou wireline retrievable = instaladas após a descida da coluna através

de operação com cabo.Fechar o poço em casos de emergência (falha fechada).

6.4 Equipamentos de superfícieAncoragem da coluna de produção, vedação entre a coluna e o revestimento de

produção e controle do fluxo de fluidos na superfície.Durante a Perfuração:

BOP

Cabe a de Revestimento



Durante a Completação:

Depois da descida da coluna de produção, retira-se o BOP e coloca-se a Árvore deNatal:

BOP

Cabeça de Produção

Cabeça de Revestimento



6.4.1 Cabeça de produção

Carretel com dois flanges (o inferior apoiado na cabeça do revestimento deprodução e o superior recebe a árvore de natal com seu adaptador) e duas saídas laterais(uma para a linha de injeção de gás para gas-lift e outra para a linha de matar – killline -para um eventual amortecimento do poço).

Possui um sede na qual se apóia o suspensor da coluna de produção que, por suavez, suporta o peso da coluna.

6.4.2 Arvore de natal convencional (ANC)

Localizada na superfície e dotada de válvulas tipo gaveta para controlar o fluxode óleo do poço.

Árvore deNatal

Cabeça deRevestimento

Cabeça derodu ão

Revestimento deSuperfície RevestimentoIntermediário Revestimento deProdução Tubo deProdução

Suspensores de

Sus ensor da Coluna

Adaptador daÁrvore de Natal

Válvula Mestra Inferior

Válvula Mestra Superior

Válvula de A ulha

Válvula Lateral

Válvula de Pistoneio



As válvulas mestras (hidráulicas) = principais no fechamento do poço.As válvulas laterais (pneumáticas) = controlar o fluxo do poço, direcionando a

produção para a linha de surgência.A válvula de pistoneio (no topo) = permitir a descida de ferramentas dentro da

coluna de produção.

6.4.3 Árvore de natal molhada (ANM)Localizada no fundo do mar, constituído basicamente por um conjunto deválvulas tipo gaveta, um conjunto de linhas de fluxo e um sistema de controleinterligado a um painel localizado na plataforma de produção.

Classificação:-diver operated (DO) -operadas por mergulhador;-diver assisted (DA) -assistida por mergulhador;-diverless (DL) -operada sem mergulhador;-diverless lay-away (DLL) -operada sem mergulhador;-diverless guidelineless (GLL) -operada sem mergulhador e sem cabos-guia.

a) ANM-DO

Até 200 metros de profundidade. Mergulhadores podem operar válvulas manuaise realizar conexões das linhas de fluxo e controle.

b) ANM-DAAté 300 metros. Mergulhadores só fazem a conexão das linhas de fluxo e

controle. Intervenções, portanto, demandam mergulhadores.

c) ANM-DLAté 400 metros. Todas as conexões e/ou acoplamentos são feitos através de

ferramentas ou conectores hidráulicos, inclusive linhas de fluxo e controle. Os sistemasde conexão e controle eram muito grandes e pouco operacionais.



d) ANM-DLLEstas ANMs já descem com as linhas de fluxo e controle conectadas diretamente

à ANM, ou conectadas a uma base adaptador de produção (BAP), descida antes daprópria ANM. Possuem interface para operações com ROV.

A grande vantagem deste sistema se refere à existência de um berço na baseadaptadora de produção, aonde o mandril das linhas de fluxo vai se apoiar. Caso seja

necessária a retirada da ANM, durante uma intervenção, as linhas de fluxo e controlepermanecerão intocadas, tomando a reconexão automática, quando do retorno da ANMà sua posição.

Base única

temporária

Cabos-Guia

Alojador de alta pressão

Riser eBOP (depois de instalados, osistema fica estanque emrela ão ao mar)

Base única

permanente



e)ANM-GLLLâmina d'água superiores a 500 metros e utilizam uma base adaptadora de

produção (BAP). Como o sistema de cabeça de poço submarino não utiliza cabos-guia,todas as orientações nos acoplamentos são feitas através de grandes funis, utilizandosistemas com rasgos e chavetas.

Um novo conceito de conexão vertical (CV), com uso de trenó (figura 6.30) vem

sendo usado. Nele, o mandril das linhas de fluxo é lançado com o trenó, ao lado dacabeça do poço, independentemente da descida da base adaptadora de produção ou daANM. Este procedimento melhora a produtividade de lançamento de linhas do navio, jáque não mais necessita de sua coordenação simultânea com a descida da ANM ou daBAP.

6.5 Intervenções em poçosObjetivo de manter a produção ou eventualmente melhorar a produtividade.Sem instalação de sonda: abertura ou fechamento de sliding sleeves, substituição

de válvulas de gas-lift, registros de pressão, etc.Com instalação de sonda, visa-se corrigir:

- falhas mecânicas na coluna de produção ou revestimento;- restrições que ocasionam a redução da produtividade;- produção excessiva de gás;- produção excessiva de água;- produção de areia.

Classificação: avaliação, recompletação, restauração, limpeza, estimulação emudança do método de elevação e abandono.

6.5.1 AvaliaçãoDiagnosticar as causas da baixa produtividade ou avaliar outras zonas que não se

encontram em produção.



6.5.2 RecompletaçãoSubstituir a(s) zona(s) que estava(m) em produção ou colocar nova(s) zona(s)

em produção (abandono de uma zona – tampão mecânico ou squeeze de cimento - erecompletação do poço para produzir em outro intervalo - canhoneio).

6.5.3 Restauração

Restabelecer as condições normais de fluxo do reservatório para o poço(eliminação de dano de formação), eliminar e/ou corrigir falhas mecânicas norevestimento ou na cimentação, reduzir a produção excessiva de gás (alta razão gás/óleo- RGO) ou de água (alta razão água/óleo - RAO).

a) Elevada produção de águaCusto adicional da separação e no descarte desta água. Se a zona produtora é

espessa, pode-se tamponar os canhoneados com cimento ou tampão mecânico, erecanhonear apenas na parte superior, resolvendo o problema temporariamente.

Pode ser conseqüência de:- elevação do contato óleo/água devido ao mecanismo de reservatório (influxo de água)ou à injeção de água;

- falhas na cimentação primária ou furos no revestimento;- fraturamento ou acidificação atingindo a zona de água.

Fingering = variação de permeabilidade horizontal ao longo do intervaloprodutor.

Cone de água = movimento vertical.Ambos são agravados pela elevação da vazão.Um dano no revestimento pode ser solucionado por uma compressão de cimento

ou por um isolamento com obturadores e/ou tampões. Já uma fratura mal dirigida é umproblema de difícil solução.

b) Elevada produção de gásPróprio gás dissolvido no óleo, gás de uma capa de gás ou proveniente de uma

outra zona ou reservatório adjacente (falha no revestimento, estimulação malconcretizada ou falha na cimentação).

Pode-se recanhonear o poço apenas na parte inferior da zona de interesse.Um cone de gás é mais facilmente controlado pela redução da vazão do que o

cone de água.

c) Falhas mecânicasDefeitos na cimentação, vazamento no revestimento, vazamento em colar de

estágio, etc.Localização: perfis de fluxo, perfis de temperatura ou testes seletivos de pressão

usando obturador e tampão mecânico recuperável.

d) Vazão restringidaAs restrições ao fluxo podem estar na coluna, nos canhoneados ou no

reservatório, nas proximidades do poço. Geralmente incrustações ou deposições deparafinas ou asfaltenos, ou ainda por migração de sedimentos do reservatório.

Baixa produtividade causada pela redução da permeabilidade = dano deformação.

Soluções: recanhoneio, a acidificação e o fraturamento de pequena extensão.



6.5.4 LimpezaDeposição de sólidos no fundo do poço, furos na coluna de produção, vazamento

no obturador, necessidade de reposicionar componentes da coluna de produção,vazamentos em equipamentos de superfície, etc.

6.5.5 Mudança do método de elevação

Normalmente os poços são surgentes durante o período inicial de sua vidaprodutiva, passando a requerer um sistema de elevação artificial após algum tempo deprodução.

6.5.6 EstimulaçãoAumentar o índice de produtividade:

a) Fraturamento hidráulicoElevado diferencial de pressão, transmitido pelo fluido de fraturamento, é

aplicado contra a rocha-reservatório até a sua ruptura. Para se evitar que a fratura fecheé bombeado um agente de sustentação (normalmente areia) com o fluido defraturamento.

Nos fraturamentos de rochas calcárias são utilizadas soluções ácidas como fluidofraturante (dispensável o uso de agentes de sustentação).

Não aumenta a porosidade mas:- modifica o modelo do fluxo do reservatório para o poço;- quando há dano à formação, a fratura ultrapassa a zona com permeabilidaderestringida, próxima ao poço;- existe ainda a possibilidade de a fratura atingir uma área do reservatório com melhorescondições de permoporosidade;- em reservatórios lenticulares (intercaladas por folhelhos), a fratura pode conectarzonas novas;- em reservatórios naturalmente fraturados, a fratura pode interconectar fissurasnaturais.

b) AcidificaçãoInjeção de um ácido com pressão inferior à pressão de fraturamento da

formação, visando remover o dano de formação. O ácido deve logo ser recuperado daformação para prevenir a formação de produtos danosos a esta (precipitados insolúveis).

Geralmente são utilizados o ácido clorídrico e o ácido fluorídrico. O Mud AcidRegular (12% HCl + 3% HF) e o HCl a 15% são os mais utilizados.

6.5.7 AbandonoPoço retirado de operação, dever ser tamponado (normas ambientais).Pode ser temporário, por exemplo, ao terminar a perfuração dos poços marítimos

(avaliados e abandonados até a instalação da plataforma de produção, posteriorcompletação e início da produção).

7. RESERVATÓRIOS

A engenharia de reservatórios se preocupa com a retirada dos fluidos do interiordas rochas



7.1 Propriedades básicasAlém da porosidade, já definida anteriormente, tem-se:

7.1.1 CompressibilidadePrincipalmente a "compressibilidade efetiva da formação": os poros de uma

rocha-reservatório estão cheios de fluidos que exercem pressão sobre as paredes dos

mesmos. Assim, o volume dos poros é uma função da sua pressão interna. Ao serretirada uma certa quantidade de fluido do interior da rocha, a pressão cai e os porostêm os seus volumes reduzidos:

P

Vp / Vpcf

∆

∆=

Cf = compressibilidade efetiva da formação;Vp = variação do volume poroso;Vp = volume poroso inicial;Vp/V p = variação fracional do volume; eP = variação da pressão.

7.1.2 SaturaçãoAlém de hidrocarbonetos, os poros de uma rocha-reservatório contêm água. Para

que quantidades sejam estimadas, é necessário se estabelecer que percentual do volumeporoso é ocupado por cada fluido = "saturação".Saturação de Óleo: So = Vo/V pSaturação de Gás: Sg = Vg/VpSaturação de Água: Sw = Vw/Vp

So + Sw + Sg = 1A saturação de água quando o poço é descoberto recebe o nome de água conata.

7.1.3 Permeabilidade absolutaA medida da capacidade de uma rocha permitir o fluxo de fluidos é chamada

permeabilidade (conectividade dos poros). Quando existe apenas um único fluidosaturando a rocha, esta propriedade recebe o nome de "permeabilidade absoluta". Apermeabilidade tem por símbolo a letra "k" e a sua unidade de medida mais utilizada é odarcy:

Pk

A

Qq ∇

µ==

A figura abaixo representa o fluxo de um fluido através de um meio porosolinear:

L

Pk

A

Qq

∆

µ==

Obs: quando q = 1 cm3 /s, µ = 1cp, L = 1 cm, A = 1 cm2, P = 1 atm → k =1 darcy

Q A

P, L



Quando a geometria é cilíndrica, temos:

r

Pk

rh2

Qq

∂

∂

µ=

π= →

µ

∆π=

rw

reln

P.h.k.2Q

7.1.4 Permeabilidade efetivaNo caso da existência de mais de um fluido, a facilidade com que cada um se

move é chamada "permeabilidade efetiva" ao fluido considerado. O símbolo dapermeabilidade efetiva é a letra "k" com um subscrito correspondente ao fluido emquestão. As permeabilidades efetivas aos fluidos dependem das saturações de cada um

dos fluidos no meio poroso. Essas curvas são obtidas a partir de ensaios em laboratório.

Curvas de permeabilidade efetiva versus saturação de água.

Obs: abaixo da saturação crítica de cada um dos fluidos, o em menor quantidade nãoforma uma fase contínua e não consegue fluir, exibindo permeabilidade efetiva nula.

Q, Pw, rw

Pe, reh

ko

kw

0 Sw 100%



7.1.5 Permeabilidade relativa

Permeabilidade Relativa ao Óleo: kro = ko/kPermeabilidade Relativa ao Gás: krg = kg/kPermeabilidade Relativa à Água: krw = kw/konde k é uma permeabilidade-base, geralmente a absoluta de cada fluido.

7.1.6 MobilidadeDefinida por λ = k/ µ; assim como as permeabilidades efetivas, as mobilidades

também dependem das saturações.

7.2 Regimes de fluxoO fluxo radial é o que melhor caracteriza o movimento dos fluidos do

reservatório para o poço, na maioria das situações. Outras hipóteses:-o reservatório tem espessura constante;-é considerado homogêneo em toda a sua extensão, com relação a todas as propriedadesda rocha;-é isotrópico com relação à permeabilidade;-está saturado com um único fluido;-o poço é completado em todo o intervalo produtor para assegurar o fluxo radial emtoda a espessura do reservatório.

Quando se coloca um poço em produção, demora-se um pouco para atingir ascondições de fluxo estabilizado, ou seja, o distúrbio causado pela aplicação dodiferencial de pressão (Pe - Pw) não atinge instantaneamente o raio externo do sistema(re). Durante o período de transição, conhecido como regime de fluxo transiente, asvazões de produção são maiores, declinando até se atingir o fluxo estabilizado (se formantida a pressão de fluxo constante). O período de fluxo transiente geralmente é decurta duração (poucos dias, ou até mesmo horas). As soluções para fluxo transiente são

muito utilizadas para a avaliação das formações, através dos testes de pressão em poços,mas não serão abordadas em detalhes nesta disciplina.Nas condições de fluxo estabilizado sem aporte de fluidos, ou seja, após o

reservatório produzir por um período de tempo suficiente para que a perturbação atinjao limite externo do sistema, mas este não permita a passagem de fluidos para dentro dacélula radial, tem-se a condição de fluxo pseudopermanente (semi-steady state).

A equação da difusividade em meios porosos dotados de simetria cilíndrica édada por:

kro krw

0 Sw 100%

1



t

P

k

cf ..

r

Pr

rr

1

∂

∂µφ=

∂

∂

∂

∂

onde φ é a porosidade do meio.Da definição diferencial da compressibilidade, temos:

( ) P

V

hrwre

1

P

V

Vp

1cf

22 ∂

∂

φ−π

−=

∂

∂−= donde ( )

t

Phrwre.cf

t

V 22

∂

∂φ−π=

∂

∂−

Mas Qt

V=

∂

∂, donde

( )cte

hrwre.cf

Q

t

P22

=φ−π

−=∂

∂

Substitui-se na equação da difusividade:

( )hrwre

Q

kr

Pr

rr

122 −π

µ−=

∂

∂

∂

∂

E empregam-se as condições de contorno:

=∂

∂=

==

)fluxosem(0r

Prer

PwPrwr

Para encontrar a solução:

( )

−−

π

µ−=

rw

reln

rwre

re

2

1

h2

Q

kPwPe

22

2

Como re >>>> rw,

−

π

µ+=

2

1

rw

reln

h2

Q

kPwPe

No regime de fluxo permanente admite-se que há realimentação da célula radiale a pressão no raio externo do sistema (Pe) permanece constante. Nesse caso, pode-seintegrar diretamente o modelo D'Arcy:

π

µ

+= rw

re

lnh2

Q

kPwPe A condição de fluxo permanente é apropriada quando a pressão do reservatório é

mantida, por exemplo, por um influxo natural de água.Índice de produtividade IP:

PwPe

QIP

−=

7.3 Classificação dos reservatóriosA classificação de um reservatório de petróleo é feita de acordo com o

comportamento da mistura de hidrocarbonetos nele contida (composição, pressão etemperatura).



Algumas definições:

7.3.1 Vaporização de uma substância pura

Diagrama de fases de uma substância pura

7.3.2 Mistura de hidrocarbonetos

Diagrama de fases de uma mistura de hidrocarbonetos

7.3.3. Diagrama de fases

P

T

L

V

Pc, Tc

1 2 3

T

L

V

1

2 3

PL+V

4 5

Tc, Pc

P

Tc, Pc

100% liq.(ptos de bolha)

75% liq.50% liq.

25% liq.

0% liq. (ptos deorvalho)

T



7.3.4 Tipos de reservatórios

a) Reservatórios de óleo

R1 – condições de um determinado reservatório de óleo (subsaturado)S – condições de superfície

R1-S = trajetória do fluido, ao ser produzido de R1 para a superfície SR1-R1’ = trajetória do reservatório (torna-se bifásico)

b) Reservatórios de gásb.1) Reservatórios de gás úmido

R2 – condições de um determinado reservatório de gás úmido

T

L

V

P

c

Ps

Ts

R1

S

R1’

T

L

V

P

c

Ps

Ts

S

R2



b.2) Reservatórios de gás seco

R3 – condições de um determinado reservatório de gás seco

b.3) Reservatórios de gás retrógrado

R3-R3’ – evolução de um reservatório de gás retrógrado (torna-se bifásico comabaixamento da pressão!)

7.4 Fluidos produzidosUm reservatório típico produz água, óleo e gás:

Condição de Condição deReservatório Superfície

As vazões são sempre expressas nas condições de superfície, como, porexemplo, metro cúbico standard por dia (m3 std/dia) ou barril standard por dia (stb/dia).

T

L

V

P

c

Ps

Ts

S

R3

T

L

V

P

c R3

R3’



As condições de superfície também são chamadas de "condições padrão" ou "condiçõesstandard", e correspondem à pressão de 1 atm e temperatura de 20°C.

7.4.1 Produção de óleoO óleo é a parte dos hidrocarbonetos que permanece no estado líquido quando a

mistura é levada para a superfície. Quando se diz que um poço está produzindo comuma vazão de 100 m3 std/dia de óleo, está se dizendo que da mistura líquida que estásaindo diariamente do reservatório através daquele poço, 100 m3 permanecem no estadolíquido na superfície. Esta é uma maneira muito prática de exprimir os volumes, emprimeiro lugar, porque as medições são feitas na superfície e, em segundo lugar, por-que é esse volume que interessa comercialmente. Mesmo que a mistura dehidrocarbonetos nas condições de reservatório estivesse toda no estado gasoso, aindaassim seria possível obter líquido nas condições de superfície. Esse líquido obtido apartir do gás natural é mais conhecido pela sigla LGN (líquido do gás natural;reservatório R2).

7.4.2 Produção de gás

Uma parte é do gás é proveniente dos hidrocarbonetos que, nas condições detemperatura e pressão do reservatório, já se encontram no estado gasoso e que tem onome de gás livre. A segunda parte é o gás que sai de solução do óleo, isto é, oshidrocarbonetos que se encontram dissolvidos no óleo nas condições do reservatório ese vaporizam quando a mistura é levada para as condições de superfície. A terceira parteé o gás que se encontra dissolvido na água nas condições do reservatório (normalmentedesprezível).

7.4.3 Produção de águaExiste uma saturação mínima de água a partir da qual ela se torna móvel. Se a

saturação de água for igual a esse valor mínimo, não haverá fluxo, e conseqüentementenão haverá produção de água dessa rocha.

A água produzida também pode ter origem em aqüíferos, que podem estaradjacentes às formações portadoras de hidrocarbonetos, ou pode ser devida à águainjetada em projetos que visam aumentar a recuperação de óleo (7.7 adiante).

7.4.4 RGO, RAO e BSWA razão gás-óleo (RGO) é a relação entre a vazão de gás e a vazão de óleo e a

razão água-óleo (RAO) é a relação entre a vazão de água e a vazão de óleo; todasmedidas nas condições de superfície.

Uma razão água-óleo igual a zero significa que, na época da medição, asaturação de água na zona de onde está saindo a mistura de hidrocarbonetos é igual oumenor que o valor irredutível.

O BSW é o quociente entre a vazão de água mais os sedimentos que estão sendoproduzidos e a vazão total de líquidos e sedimentos.

7.4.5 Histórico de produçãoHistórico de produção é o registro das pressões, das vazões e das relações RGO,

RAO, BSW e produções acumuladas feito ao longo da vida útil de um reservatório.

7.4.6 Fator volume de formação do gás



Define-se "Fator Volume de Formação do Gás" (Bg) como a razão entre ovolume que o gás ocupa numa condição de pressão e temperatura qualquer e o volumeque ele ocupa nas condições padrão (1 atm e 20°C). O fator volume de formação temdimensão de volume por volume padrão.

Pode ser calculado com equações de estado.

7.4.7 Fator volume de formação do óleo

A redução da pressão provoca, simultaneamente, alguma expansão do líquido(graças à sua compressibilidade) e a liberação do gás dissolvido, o que causaria umacontração do volume da fase líquida. O "Fator Volume de Formação do Óleo" (Bo)contabiliza o saldo destes dois efeitos, sendo definido como a razão entre o volume quea fase líquida ocupa em condições de pressão e temperatura quaisquer e o volume queela ocupa nas condições de superfície.

Seja o exemplo abaixo:P (atm) T (oC) V líquido (m3) V gás (m3)246 71 2,6 0176 71 2,66 084 71 2,4 1,7

1* 20* 2 32,114* - condições padrãoA redução de 246 a 176 atm apenas expandiu o líquido, devido a sua

compressibilidade. A partir da pressão de saturação (neste caso, a correspondente a71oC), qualquer redução de pressão acarretará também liberação de gás.

O fator volume de formação do óleo expressa que volume da mistura numacondição de pressão e temperatura qualquer é necessário para se obter uma unidade devolume de óleo nas condições de superfície. No exemplo acima, são necessários 1,33m3 de líquido a 176 atm e 71ºC ou 1,3 a 246 atm e 71ºC para gerar cada m3 std.

Bg

P

Condensação do gás

Bo

P

Patm

1

Saturação do óleo



7.4.8 Razão de solubilidadeUma mistura líquida em condições de reservatório corresponde a um volume de

óleo mais gás dissolvido. O parâmetro que exprime a quantidade de gás presente nolíquido é a Razão de Solubilidade, ou simplesmente Solubilidade.

No exemplo anterior, do volume líquido no reservatório (246 atm e 71ºC) vãoresultar na superfície 32,11 m3 std de gás e 2,00 m3 std de óleo. Portanto, a razão de

solubilidade nas condições de superfície é de 16,06.Para a pressão de 176 atm, a mistura continua ainda toda líquida, apesar de terhavido um aumento de volume. Dessa mistura líquida vão resultar na superfície omesmo volume de óleo e o mesmo volume de gás da situação inicial. Portanto, a razãode solubilidade é a mesma das condições iniciais.

A figura abaixo apresenta um diagrama típico de razão de solubilidade versuspressão.

7.5 Mecanismos de produçãoDe um modo geral, a produção ocorre devido a dois efeitos principais:1) a descompressão (que causa a expansão dos fluidos contidos no reservatório e

contração do volume poroso); e2) o deslocamento de um fluido por outro fluido (por exemplo, a invasão da zona

de óleo por um aqüífero).Ao conjunto de fatores que fazem desencadear esses efeitos dá-se o nome de

Mecanismo de Produção de ReservatórioSão três os principais mecanismos de produção de reservatórios: mecanismo de

gás em solução, mecanismo de capa de gás e mecanismo de influxo de água. Os doisprimeiros são mecanismos exclusivamente de reservatório de óleo, enquanto que omecanismo de influxo de água pode ocorrer também em um reservatório de gás. Existeainda o que se chama Mecanismo de Segregação Gravitacional que corresponde àmanifestação do efeito da gravidade que ajuda no desempenho dos outros mecanismos.

Podem ocorrer situações em que mais de um mecanismo atua simultaneamente -Mecanismo Combinado.

7.5.l Mecanismo de gás em soluçãoConsidere uma acumulação de hidrocarbonetos líquidos em uma estrutura

isolada associada a grandes massas de água ou de gás natural.À medida que o óleo vai sendo produzido, a pressão interna do reservatório cai,

expandindo os fluidos e, a partir de um ponto, provocando a vaporização dos produtosmais leves. A expansão do gás é que desloca o fluido.

Com a contínua redução da pressão, mais gás se forma, até constituir uma fasecontínua e começar a ser produzido junto com o óleo, aumentando a RGO. A partir

Rs

PPatm

0

PiPs

Rsi, Rss



deste ponto, a energia do reservatório se esvai rapidamente e recuperações inferiores a20% são atingidas.

7.5.2 Mecanismo de capa de gásDependendo das condições de temperatura e pressão iniciais do reservatório, a

mistura de hidrocarbonetos pode se apresentar com as fases líquido e vapor em

equilíbrio. A fase vapor (gás livre), por ser bem menos densa que o líquido, se acumulanas partes mais altas do meio poroso, formando o que se denomina "capa de gás"Coloca-se a zona de óleo em produção e preserva-se a de gás, que, por ser

compressível, evita quedas muito grandes dos níveis de pressão do reservatório.Esperam-se, para esse tipo de mecanismo, recuperações entre 20% e 30% do

óleo.

7.5.3 Mecanismo de influxo de águaSimilar ao anterior. Contudo, como a compressibilidade da água é menor que a

do gás, grandes aqüíferos são necessários para garantir uma invasão suficiente da zonade óleo.

O fator de recuperação desse tipo de reservatório é normalmente alto, cerca de

30 a 40%, podendo chegar a até 75%. Os poços devem ser completados num pontosuficientemente distante da interface, para evitar produção prematura de água.

7.5.4 Mecanismo combinadoCapa de gás + Influxo de água.

7.5.5 Segregação gravitacionalO efeito da gravidade faz com que os fluidos tendam a se arranjar dentro do

reservatório de acordo com as suas densidades.A segregação gravitacional pode melhorar, por exemplo, o mecanismo de gás

em solução, pois uma grande parte do gás que sai de solução migra para a parte maisalta da estrutura, provocando o aparecimento do que se convencionou chamar de capade gás secundária.

Num reservatório sujeito a um influxo de água a diferença de densidade entre oóleo e a água faz com que essa última, apesar de estar se deslocando de baixo para cima,de uma maneira geral, permaneça sempre atrás (abaixo) do óleo, sem ultrapassá-lo noseu deslocamento em direção aos poços produtores.

7.6 Estimativas de reservas

7.6.1 DefiniçõesVolume Original - quantidade de fluido existente no reservatório na época da

sua descoberta.

Volume Recuperável - quantidade de óleo ou gás que se espera produzir de umaacumulação de petróleo.Fator de Recuperação - o quociente entre o volume recuperável e o volume

original.Produção Acumulada - o nome que se dá à quantidade de fluido que já foi

produzida de um reservatório até uma determinada época.Fração Recuperada - é o quociente, a cada instante, entre a produção acumulada

e o volume original.Reserva - é a quantidade de fluido que ainda pode ser obtida de um reservatório.



7.6.2 Fator de recuperação e reservas

À medida que se explora um reservatório, vão sendo levantadas maisinformações sobre ele e o fator de recuperação pode se recalculado.

7.6.3 Condições de abandono e volume recuperável

À medida que o tempo vai passando a produção de petróleo vai decrescendo,tendendo-se à situação em que a receita proveniente da venda do petróleo é insuficientepara cobrir as despesas de manutenção da operação. Essa é a condição de abandono doprojeto.

Não existe um ponto definido em que essa situação ocorre, porque tanto o preçodo petróleo quanto os custos de operação estão sujeitos a oscilações.

7.6.4 Métodos de cálculoa) Analogia

Antes da perfuração do poço descobridor, as estimativas são feitas a partir dosdados sísmicos e resultados de reservatórios localizados nas proximidades.

b) Análise de riscoTambém antes da perfuração do poço descobridor, e também com base em resultados dereservatórios semelhantes, mas usando uma certa sofisticação no tratamento estatístico(faixa de resultados possíveis).

c) Método volumétricoNesse processo são levantados: volume total da rocha portadora de

hidrocarbonetos (sísmica de reflexão), porosidade média da rocha e saturações dosfluidos (interpretação de perfis em ensaios de laboratório), e fator volume de formaçãodo fluido (análises em laboratório):

( )Sw1..VrVo −φ= em condições de reservatório

( )Bo Sw1..VrN −φ= em condições standard

d) Performance do reservatórioSão modelos em que a previsão do comportamento futuro do reservatório se

baseia em seu comportamento passado (histórico de produção) + mecanismo deprodução do reservatório.

d.1) ANÁLISE DE DECLÍNIO DE PRODUÇÃOProcesso bastante simplificado: não se utilizam informações sobre a rocha, nem

sobre o fluido, nem sobre o mecanismo, etc; apenas faz-se um ajuste de um modeloempírico aos dados de vazão.

d.2) EQUAÇÃO DE BALANÇO DE MATERIAISA equação de balanço de materiais é uma relação que associa o balanço de

massa dos fluidos do reservatório com as reduções de pressão no seu interior e suasconseqüências sobre os volumes das entidades envolvidas. A equação é particularizadapara o mecanismo de produção.

Como a equação de balanço de materiais fornece apenas relações de produçãoacumulada de fluido versus queda de pressão, são necessárias outras equações querelacionem as produções acumuladas com vazões de produção e tempos.



d.3) SIMULAÇÃO MATEMÁTICA DE RESERVATÓRIOS

Balanços materiais são associados a leis de fluxo e termodinâmicas, informaçõesgeológicas, geofísicas e de interação rocha-fluido, dados da rocha e do fluido, etc;anisotropias são respeitadas.

Quando o modelo passa a descrever o histórico de produção de maneira

satisfatória, está pronto para ser utilizado na previsão do comportamento futuro.

7.7 Métodos de recuperaçãoOs mecanismos próprios dos reservatórios (energia natural dos mesmos) são

pouco eficientes e necessitam do emprego de uma série de processos que promovemrecuperação adicional (mais amplo do que intervenção, pois atua no reservatório comoum todo).

Processos cujas tecnologias são bem conhecidas e cujo grau de confiança naaplicação é bastante elevado (p.e. injeção de água ou gás) = Métodos Convencionais deRecuperação.

Processos mais complexos e cujas tecnologias ainda não satisfatoriamentedesenvolvidas = Métodos Especiais de Recuperação.

Não é necessário esperar o declínio total da produção para se começar a injeção defluidos no reservatório ("manutenção de pressão").

7.7.1 Métodos convencionais de recuperaçãoComportamento puramente mecânico (“empurrar”), sem qualquer interação

química ou termodinâmica entre os fluidos ou entre os fluidos e a rocha (p.e. processonão miscível de injeção de gás).

Fluido injetado = fluido deslocante. Óleo = fluido deslocado.

a) Projetos de injeçãoCritérios:

- maior produção possível de óleo, em curto intervalo de tempo e com o menor volumede fluido injetado possível;- boas condições de injetividade = boa produtividade (vazões de produção); e,- quantidade mínima de poços novos a serem perfurados.

Projeto = quantidades e distribuição dos poços de injeção e de produção,pressões e vazões de injeção e vazões de produção.

Reservatórios planos, horizontais e de pouca espessura = injeção em malhas.Em reservatório com certa inclinação e nos quais se desejar injetar água =

injeção na base (os poços na parte mais baixa são transformados em poços de injeção ≈ aqüífero artificial).

Em reservatórios com injeção de gás = injeção no topo.

b) Fluidos injetadosProcessos convencionais = água (subterrânea, de superfície, do mar ouproduzida) e o gás natural.

Tratamento da água para torná-la mais adequada ao reservatório e aos fluidosnele existentes!

Sistemas para água: de captação de água (poços ou um conjunto de bombas); detratamento da água de injeção; de injeção de água (bombas, linhas e poços de injeção); ede tratamento e descarte da água produzida.



Para injeção de gás natural, ele pode ser injetado com a mesma composição coma qual é produzido ou após ser processado = compressores.Obs: O processo não requer que o gás injetado se misture com o óleo do reservatóriopara deslocá-lo para fora do meio poroso (processo não-miscível de injeção de gás) -agente mecânico de deslocamento.

7.7.2 Eficiências de recuperaçãoEficiência de Varrido Horizontal = fração da área em planta do reservatório quefoi invadida pelo fluido injetado.

Eficiência de Varrido Vertical = fração seção vertical do reservatório que foiinvadida pelo fluido injetado.

Seu produto = Eficiência Volumétrica (não indica a quantidade de óleodeslocado).

Eficiência de deslocamento = percentual do óleo da região que foi expulso porele.

Eficiência de varrido horizontal = função do esquema de injeção, da razão demobilidades e do volume de fluido injetado.

Eficiência de varrido vertical = função da variação vertical da permeabilidade e

da razão de mobilidades.Eficiência de deslocamento = função das tensões interfaciais.Boas recuperações = todas as eficiências altas.Eficiências de varrido baixas = caminhos preferenciais.Eficiência de deslocamento baixa = fluido injetado não desloca.

7.7.3 Reservas e métodos de recuperaçãoMétodos convencionais têm recuperação média de 30% + pouco provável aumentar asreservas por esforços exploratórios.

7.7.4 Métodos especiais de recuperaçãoBaixas recuperações = alta viscosidade do óleo e elevadas tensões interfaciais

entre o fluido injetado e o óleo.

a) Métodos térmicosBaixam a viscosidade do óleo.Injeção de Fluidos Aquecidos = Injeção de Vapor e a Injeção de Água Quente.Combustão in situ = injeção de ar aquecido que causa oxidação do óleo, gerando

calor, intensificando a oxidação até o "ponto de ignição", estabelecendo combustão; apartir daí, pode-se injetar ar frio.

b) Métodos miscíveisQuando o problema são altas tensões interfaciais.

Preferencialmente o dióxido de carbono, o gás natural e o nitrogênio.c) Métodos químicos

De uma maneira geral, os métodos miscíveis são pobres em relação àseficiências de varrido. Nos métodos químicos, tem-se alguma interação físico-química =injeção de solução de polímeros, de solução de tensoativos, de microemulsão, desolução alcalina, etc.

Mecanismos de atuação:



polímeros – sua adição ajusta a mobilidade da água (ficando igual à do óleo),evitando que ela escolha caminhos preferenciais e aumentando as eficiências de varrido;

tensoativos - ajustam a tensão superficial da água, ampliando a eficiência dedeslocamento;

microemulsão - equilíbrio entre miscibilidade e viscosidade;fluidos alcalinos- reagem com certos ácidos orgânicos presentes em alguns

óleos, produzindo tensoativos.

d) Outros métodosRecuperação microbiológica (excretas produzem diversos efeitos) e recuperação

utilizando ondas eletromagnéticas (aquecimento).

8. ELEVAÇÃOPoços surgentes = pressão do reservatório é suficientemente elevada para os

fluidos alcançarem a superfície (elevação natural).Os métodos de elevação artificial mais comuns:-gas-lift Contínuo e Intermitente (GLC e GLI);-bombeio Centrífugo Submerso (BCS);

-bombeio Mecânico com Hastes (BM);-bombeio por Cavidades Progressivas (BCP).Principais fatores: número de poços, diâmetro do revestimento, produção de

areia, razão gás-líquido, vazão, profundidade do reservatório, viscosidade dos fluidos,mecanismo de produção do reservatório, disponibilidade de energia, acesso aos poços,distância dos poços às estações ou plataformas de produção, equipamento disponível,pessoal treinado, investimento, custo operacional, segurança, entre outros.

8.1 Elevação natural-poços surgentesNormalmente ocorre no início da vida produtiva das jazidas.Vantagens dos poços surgentes = menores problemas operacionais (simplicidade

dos equipamentos de superfície e subsuperfície), maiores vazões de líquido e menorcusto.

8.1.1 Fatores que influem na produção acumulada por surgência- propriedades dos fluidos;- índice de produtividade do poço;- mecanismo de produção do reservatório;- dano causado à formação produtora durante a perfuração ou durante acompletação do poço;- aplicação de técnicas de estimulação;- adequado isolamento das zonas de água e gás adjacentes à zona de óleo;- características dos equipamentos utilizados no sistema de produção (coluna e

linha de produção, restrições ao fluxo, etc.);-adequado controle de produção dos poços através de testes periódicos deprodução;-estudo e acompanhamento da queda de pressão do reservatório.

Etapas:-fluxo de fluido no reservatório, denominada fluxo no meio poroso ourecuperação;-fluxo do fluido no poço, denominada de fluxo na coluna de produção ouelevação;



-fluxo do fluido através da linha de produção e/ou restrições, denominada defluxo na superfície ou coleta.

8.1.2 Fluxo no meio porosoTeste para medir o índice de produtividade (IP) = com vazão constante, mede-se

Pw ; fecha-se o poço e mede-se Pe.Quanto maior o diferencial de pressão sobre o meio poroso, maior será a vazão

(considerando IP = cte). Máxima vazão ocorreria quando a pressão dinâmica de fundofosse igual a zero (irreal em poços surgentes).Como IP está sendo considerado constante:

IPQ

PePw −=

Reta = IPR (Inflow Performance Relantionship)qmax = "potencial do poço"O modelo linear para IPR não se aplica abaixo da pressão de saturação do óleo

(gás sai de solução). O aumento da saturação de gás → aumento da permeabilidaderelativa ao gás → diminuição da permeabilidade relativa ao óleo → IP deixa de serconstante.

Correção empírica de Vogel (1968): 2

Pe

Pw8,0

Pe

Pw2,01

maxQ

Q

−

−=

Vogel considerou somente o fluxo bifásico de óleo e gás, mas podemos usarpara reservatórios operados por capa de gás ou por fraco influxo de água e para fluxostrifásicos de óleo, água e gás com bons resultados.

Pw

Q

IPR

Qmax

Pw/Pe

Q/Qmax1

1



Para reservatórios com pressão acima da pressão de saturação e poços com dano,o modelo de Vogel não deve ser aplicado.

A determinação da curva de IPR para um poço pode ser feita produzindo o poçode forma estabilizada em várias vazões e medir as correspondentes pressões dinâmicasde fundo.

8.1.3 Fluxo na coluna de produçãoPara os fluidos chegarem até os separadores na superfície = pressão no fundo dopoço > coluna hidrostática + perdas por fricção + as perdas nas restrições (regulador defluxo, válvulas, etc.) + as perdas na linha de produção + pressão nos equipamentos deseparação (Bernoulli):

Oposição de solicitações:Quanto maior a vazão desejada, maior deve ser a pressão no fundo do poço para

uma mesma pressão do separador (maiores das perdas de carga); quanto maior a pressãono fundo do poço, menor a vazão no meio poroso:

PFFP = pressão de fluxo no fundo do poço.

a) Padrões de fluxo vertical multifásico

Fluido possui gás em solução + gás livre e água = complica a determinação dogradiente de pressão na coluna de produção (diferença de velocidade entre as fases,geometria das fases líquida e gasosa, etc).

Padrões: bolha, golfada, transição e anular-nevoeiro.

Dfundo

P

sem

fluxo

Q1 Q2 > Q1

P

Q

pressão disponível

pressão necessária (levantadacom os pares Pi, qi)

D

P1 P2

PFFP



Bolha = próximo ao fundo do poço. A fase contínua é o líquido (velocidade

quase constante) + pequenas bolhas de gás dispersas. A pressão é função da faselíquida.

Golfada = subindo a coluna de produção há uma redução da pressão, liberando

mais gás; formam bolsões estáveis (de velocidades variáveis) quase do diâmetro datubulação. A pressão é função das duas fases.

Transição = subindo mais na coluna = maiores velocidades do líquido e menorespressões, liberando mais gás. Gás + líquido → centro da tubulação; líquido → parede.A pressão é função, basicamente, da fase gasosa.

Anular-nevoeiro = a quantidade e a velocidade do gás liberado são tais que afase contínua passa definitivamente a ser o gás (apenas um filme de líquido molha aparede).

b) Curva de gradiente de pressão

No escoamento multi-fásico, o gás auxilia a elevação, por diminuição dadensidade.

Várias correlações têm sido desenvolvidos para cálculo do gradiente de pressão.A curva de gradiente dinâmico de pressão por medição direta pode ser obtida emum poço (produzindo a uma determinada vazão contínua e estabilizada) através deregistradores de pressão instalados em diferentes profundidades.

Existem, também, curvas mestras de fluxo vertical multifásico.

8.1.4 Fluxo na superfícieDesde a cabeça do poço até o vaso separador, passando pela linha de produção e

pelo regulador de fluxo.

P

D

mono multi



a) Fluxo através da linha de produção

Padrões = segredados: estratificado, ondulado, anular; intermitente: tampão egolfada; distribuído: bolha e nevoeiro.

b) Fluxo através do regulador de fluxo

O regulador de fluxo restringe a vazão do fluido, permitindo produçãocompatível.

Cálculo de abertura do Ros (1960):

2

5,0

S

RGL.q.24,18Pmont =

Pmont = pressão a montante (kg/cm2)Q = vazão (m3 /d)



RGL = razão gás-líquido (m3/ m3)S = abertura (1/64 de polegada)

8.1.5 Resolução de problemas de fluxo

a) Determinação da vazão máxima por surgência de um poço

1 - Traçar a curva de IPR para o poço (A).2 - Arbitrar uma vazão e ler na IPR a pressão de fundo correspondente.3 - A partir desta pressão, calcular, usando correlações para fluxo vertical multifásico, acorrespondente pressão de fluxo disponível na cabeça do poço.4 - Repetir 2 e 3 para várias vazões e traçar a curva de pressão disponível na cabeça depoço (B).5 - A partir da pressão do vaso separador, utilizando correlações para fluxohorizontal/vertical multifásico, arbitrar vazões e determinar as correspondentes pressõesnecessárias na cabeça do poço para que ocorra o escoamento.6 - Com os valores calculados, plotar os pontos e traçar a curva de pressão necessária nacabeça do poço (C).

O ponto de encontro das duas curvas indica a vazão máxima a ser obtida por

surgência, bem como a pressão que irá existir na cabeça do poço quando em produção.A pressão de fluxo no fundo do poço pode ser obtida da curva de IPR para a vazãodeterminada.

b) Determinação da abertura do regulador de fluxo para produzir a vazão desejadaAltas vazões podem antecipar a produção de água ou gás, produção de areia,

dano ao reservatório, etc. O procedimento para determinar a abertura do regulador ésimilar ao descrito acima, bastando especificar uma vazão desejada:

P

Q

A

B

C

PFFP

PFCP

Pres

Psep



8.2 Gas-liftO gás é utilizado para gaseificar a coluna de fluido (gas-lift contínuo) ou

simplesmente para deslocá-la (gas-lift intermitente). Vazões de 1 a 1.700 m3/d,profundidades até 2.600 metros, adequado para altos teores de areia, elevada razão gás-líquido, investimentos relativamente baixos.

8.2.1 Tipos de gas-liftGas-lift contínuo (≈ elevação natural) - gaseificação do fluido, diminuindo-se a

pressão de fluxo no fundo e aumento de vazão. O gás é injetado na coluna de produçãode forma controlada e contínua. Na superfície, o controle é feito por um regulador defluxo (choke).

Gas-lift intermitente (golfadas de fluido) - injeção de gás a alta pressão emtempos bem definidos, controlada na superfície por um intermitor de ciclo e umaválvula controladora (motor valve).

Contínuo = em poços com IP acima de 1,0 m3/dia/kgf/cm2 e pressão estáticasuficiente para suportar uma coluna de fluido entre 40% e 70% da profundidade total dopoço; IP e/ou pressão estática baixos utiliza-se gas-lift intermitente.

8.2.2 Sistema de gas-lift.O sistema é composto por:

- fonte de gás a alta pressão (compressores);- controlador de injeção de gás na superfície (choke ou motor valve);- controlador de injeção de gás de subsuperfície (válvulas de gas-lift);- equipamentos para separação e armazenamento dos fluidos produzidos(separadores, tanques, etc.).

O gas-lift contínuo requer injeção contínua de gás na coluna de produção,proporcional à vazão de líquido que vem do reservatório. Necessita de uma válvula comorifício relativamente pequeno. O gas-lift intermitente requer uma elevada vazãoperiódica de gás para imprimir grande velocidade ascendente à golfada. Para issonecessita de válvulas com maior orifício e abertura rápida, visando diminuir apenetração do gás na golfada de fluido, uma vez que não existe elemento de separaçãoentre o gás e o líquido.

8.2.3 Tipos de instalações

P

Q

A

B

C

Qdesejada

Perda decarga no

regulador



a) Instalação abertaNão existe packer nem válvula de pé. A coluna de produção fica suspensa na

cabeça de produção. Só pode ser utilizado em poços com boa produtividade e elevadapressão de fundo (selo de fluido no fundo do poço evita que o gás atinja a extremidadeda coluna de produção). A utilização deste tipo de instalação ocorre devido a problemasno revestimento, areia, etc. quando impossibilitando a descida de um packer.

b) Instalação semifechadaUtiliza um packer para vedar o espaço anular, mas não utiliza válvula de pé.

Evita retorno de líquido para o anular (as válvulas de gás-lift possuem mecanismo deretenção - check-valves), além de manter o nível constante no anular.

c) Instalação fechada.É utilizada em poços que produzem por gas-lift intermitente, possuindo packer e

válvula de pé a qual, durante a injeção de gás, evita que o gás injetado empurre de voltapara o reservatório parte dos fluidos produzidos.

8.2.4 Válvulas de gas-lift

A válvula mais utilizada como operadora em poços de gas-lift contínuo é ainsertável de orifício (possui partes móveis ≈ placa de orifício) - não prevê qualquermecanismo de fechamento (não precisa – operação contínua), mas possui check-valvepara evitar que fluidos passem da coluna para o anular.

Válvulas reguladoras de pressão são introduzidas entre a coluna de produção e orevestimento que controlam o fluxo de gás, do anular para o interior da coluna deprodução, em profundidades pré-determinadas (válvulas de descarga e operadora,ambas falha-fechada):

As válvulas utilizadas para descarregar o poço (válvulas de descarga) são do tipoinsertável - retiradas e recolocadas no poço por cabo, sem a retirada da coluna deprodução – e ficam alojadas dentro de mandris.



8.2.5 Descarga de um poço de gas-lift

Descarregar um poço de gas-lift significa retirar o fluido de amortecimento queestá na coluna de produção e/ou anular para colocar o poço em produção. Conduzidopor injeção de gás no anular.

A princípio, todas as válvulas de gás-lift estão abertas, por equilíbrio de pressão

hidrostática (fluido de amortecimento dentro e fora da coluna). À medida que o gás éinjetado, o fluido de amortecimento vai sendo empurrado para baixo, no anular e sobepelo interior da coluna, sendo expulso do poço. Com a decida no nível no anular, asválvulas que ficam “descobertas” vão se sendo fechadas, por desequilíbrio da pressãocoluna-anular. A última válvula, denominada operadora, permanece aberta, gaseificandoa coluna. Com a chegada do nível do anular na profundidade da operadora, a pressão dochoke é ajustada para manter o poço em regime.

8.2.6 Gas-lift contínuoNa figura abaixo está representado um diagrama de fluxo contínuo em que

aparecem os gradientes e pressões envolvidos na produção de um poço por gas-liftcontínuo.

Por simplicidade:Gfa = gradiente dinâmico médio acima do ponto de injeção de gás (cte);

aberta

operadora

fechada

fechada

fechada

Pw

P

D



Gfb = gradiente dinâmico médio abaixo do ponto de injeção de gás (cte);Pwh = pressão de fluxo na cabeça do poço;Lvo = profundidade da válvula operadora;D = profundidade dos canhoneados.

Pw=Pwh + Gfa Lvo + Gfb(D - Lvo)

Esta equação é a base para o projeto, dimensionamento e análise de instalações de gas-lift contínuo. A grosso modo, para um acréscimo de produção é necessário umacréscimo de injeção. O incremento na produção deve gerar receita que exceda oscustos de injeção.

8.2.7 Gas-lift intermitenteDesloca golfadas de líquido; o gás penetra na coluna de produção pela válvula

operadora, localizada próxima ao fundo do poço, elevando o líquido acumulado acimadesta.Sua aplicabilidade se restringe a poços com baixa pressão de fundo (alto ou baixo IP) epoços com alta pressão de fundo, mas baixo IP. Como conseqüência, este é um métodoaplicável a poços que produzem baixas vazões.

a) Ciclo de intermitênciaTempo de ciclo = decorrido entre duas aberturas consecutivas da válvula

operadora (poucos minutos até algumas horas).Período de alimentação = controlador de injeção de gás na superfície (intermitor

de ciclo) e a válvula operadora → fechados; válvula de pé → aberta. Fluido chegandodo reservatório se acumula na coluna de produção acima da válvula operadora, até seratingido um determinado comprimento de golfada.

Período de injeção= intermitor de ciclo e válvula operadora → abertos. O gásinjetado entra na coluna de produção e desloca a golfada de líquido. Válvula de pé → fechada (evita que a pressão atue contra o reservatório).

Período de redução de pressão = intermitor de ciclo fecha (cessa a injeção degás). Válvula operadora → aberta até que a redução da pressão no anular ocasione o seufechamento. Válvula de pé → fechada até que a pressão na extremidade inferior dacoluna seja menor do que a pressão do reservatório. O gás injetado para produzir agolfada anterior está sendo produzido para o vaso separador, diminuindo ainda mais apressão no interior da coluna, e desta forma permitindo a acumulação de uma novagolfada.

b) Determinação da vazãoNmax = 1440/(Lvo/100)

Nmax = ciclagem máxima de um poço por GLI (ciclos/d);Lvo = profundidade da válvula operadora(m)

Vazão máxima esperada: qmáx = Nmax.Vgf qmax = vazão máxima esperada para um poço por GLI;Vgf = volume da golfada produzido na superfície.

Volume de cada golfada recuperado na superfície:V = (Pt - Pwh)(1 – FB.Lvo/100)/Gs

Pt = pressão no interior da coluna de produção em frente à válvula operadora no instantede sua abertura (kgf/cm2);



Pwh = pressão na cabeça do poço, normalmente considerada como sendo a pressão dovaso separador (kgf/cm2);Ct = capacidade volumétrica da coluna de produção por unidade de comprimento(m3/m);Gs = gradiente estático do fluido no poço (kgf/cm2/m);FB = valor estimado do escorregamento do fluido – parcela de fluido que fica acima da

operadora e que não consegue ser recuperada (1,5% a 2,0%).

8.3 Bombeio centrífugo submersoMotor de subsuperfície; até alguns anos atrás, o bombeio centrífugo submerso

era considerado um método de elevação artificial para poços que produziam a altasvazões, sob a influência de influxo de água. Eram poços que produziam com alto teor deágua e baixa razão gás-óleo. Atualmente, poços com fluidos de alta viscosidade e poçoscom altas temperaturas estão sendo produzidos economicamente por este método debombeio.

8.3.1 Princípio teórico do métodoSuplementar a energia do reservatório, de tal forma que o poço produza a vazão

desejada para a superfície. Determinação da carga da bomba:1 - Traçar a curva de IPR do poço utilizando um modelo adequado.2 - Determinar, na curva de IPR, a pressão de fluxo no fundo do poço (Pw) para a vazãodesejada.3 - A partir da pressão de fluxo no fundo, traçar a curva de gradiente de pressão noanular.4 - A partir da pressão de fluxo na cabeça do poço (Pwh) para a vazão desejada, traçar acurva de gradiente dinâmico na coluna de produção.5 - Determinar a profundidade de assentamento da bomba de acordo com asubmergência desejada. .6 - Determinar o diferencial de pressão que deve ser fornecido ao fluido.



8.3.2 Equipamentos de subsuperfíciea) Bomba

Centrífuga de múltiplos estágios; cada estágio = um impulsor (3500 rpm) e umdifusor. Forma e tamanho do impulsor e do difusor → vazão; número de estágios → capacidade de elevação (head). Vazões entre 20 e 10.000 m3/dia; capacidade deelevação de até 5.000 metros.

Cada fabricante publica a curva característica ou curva de performance para cada

bomba (para água → correções para outros a fluidos).Escolha da bomba:

- escolha da série ou diâmetro externo da bomba. Em função do diâmetro dorevestimento, seleciona-se a de maior diâmetro externo que caiba no revestimento,deixando uma folga para a passagem do cabo elétrico que alimenta o motor;- escolha do tipo de bomba. Seleciona-se a bomba em que a vazão desejada I estejaaproximadamente no meio do range ou da faixa recomendado de vazão para a bomba.- determinação do número de estágios. A partir da curva de performance da bombaescolhida, calcula-se o número de estágios para fornecer ao fluido o head necessário.

gradiente na coluna

gradiente no anular

D

superfície

Q

Qw

Pw

Pwh

∆P



b) Admissão da bomba (intake)Simples (pequeno volume de gás livre na entrada) ou na forma de separador de gás.

c) Motor elétricoTipo trifásico, dipolo, de indução, que funcionam com uma velocidade constante

de 3.500 rpm para uma freqüência de rede de 60 Hz.Estes motores são projetados para trabalhar em condições bastante severas: imersos nosfluidos que estão sendo produzidos, a altas pressões e altas temperaturas.

Escolha: diâmetro do revestimento, potência necessária, transformadoresdisponíveis e profundidade do poço.

d) ProtetorEntre o motor e a admissão da bomba conectando o eixo do motor ao eixo da

bombaFunções:

- conectar a carcaça do motor com a carcaça da bomba, assim como os eixos da bombae do motor;

- prevenir a entrada de fluido produzido no motor;- equalizar as pressões do fluido produzido e do motor, evitando diferencial de pressãono protetor;- prover o volume necessário para a expansão do óleo do motor devido ao seuaquecimento;- alojar o mancal que absorve os esforços axiais transmitidos pelo eixo da bomba.

e) Cabo elétricoCondutores de cobre ou alumínio; dimensionamento feito a partir da corrente

elétrica que irá alimentar o motor, da temperatura de operação, da voltagem da rede, dotipo de fluido a ser produzido e do espaço disponível entre a coluna de produção e orevestimento.

8.3.3 Equipamentos de superfície

a) Quadro de comandos-chave para ligar e desligar o conjunto de fundo;-amperímetro registrador;-relé de sobrecarga;-relé de subcarga;-temporizador.

b) Transformador

De tensão da rede elétrica na tensão nominal do motor.c) Cabeça de produção

É uma cabeça especial que possui uma passagem para a coluna de produção euma para o cabo elétrico.

d) Caixa de ventilação



e) Válvula de retençãoMantém a coluna de produção cheia de fluido quando, por qualquer motivo, o

conjunto de fundo é desligado.

f) Válvula de drenagem ou de alívioPermite a drenagem do fluido da coluna para o espaço anular.

g) Sensores de pressão e temperatura de fundo

8.3.4 Acompanhamento do poço em produçãoTestes de produção, das cartas de registro de amperagem e sensores de pressão e

temperatura de fundo.

8.4 Bombeio mecânico com hastesMovimento rotativo → movimento alternativo com auxílio de coluna de hastes.

Mais utilizado em todo o mundo, pode ser utilizado para elevar vazões médias de poçosrasos; para grandes profundidades → baixas vazões (problemático com areia, poçosdesviados e em poços onde parte do gás produzido passa pela bomba). Os componentes

são detalhados a seguir.

8.4.1 Bomba de subsuperfícieA bomba é do tipo alternativo, de simples efeito, com as seguintes partes

principais: camisa, pistão, válvula de passeio e válvula de pé.Ciclo de bombeio = curso ascendente – upstroke (peso do fluido dentro da colunamantém a válvula de passeio fechada e a baixa pressão na camisa da bomba abre aválvula de pé) e curso descendente – downstroke (fluidos que estão na camisa da bombasão comprimidos fechando a válvula de pé e a válvula de passeio se abre).



O deslocamento volumétrico de uma bomba pode ser determinado por:Dv = 2,36 x 10-2 Ap Sp N

Dv = deslocamento volumétrico da bomba (m3/dia);Ap = área do pistão (pol2);Sp = curso efetivo do pistão (pol);N = velocidade de bombeio (cpm).

Eficiência volumétrica entre 70 e 80%, devido a vazamento de líquido em voltado pistão no curso ascendente, da compressibilidade do fluido e do incompletoenchimento da camisa com líquido vindo do espaço anular.

8.4.2 Coluna de hastes

Ambientes que podem ser ou abrasivos e/ou corrosivos e cargas cíclicas (pontocrítico).

Hastes de aço (+ freqüentes) e hastes de fibra de vidro (+ caras).Primeira haste no topo da coluna = haste polida (vedação na cabeça do poço por

stuffing Box). Sujeita à maior força de tração:- Peso das hastes (Ph) = cima para baixo- Força de empuxo (Fe) = baixo para cima- Força de aceleração (Fac) = cíclica- Força de fricção (Ff) = cíclica- Peso do fluido (Pf) = cima para baixo

F = Ph + Fe + Fac + Ff + Pf



A carta dinamométrica é obtida com um dinamômetro:

Volume bombeado depende do curso efetivo do pistão.Acontecem deformações elásticas cíclicas na coluna de hastes como na coluna!

8.4.3 Unidade de bombeioDeve atender ao máximo torque, a máxima carga e o máximo curso de haste

polida que irão ocorrer no poço.

a) Estrutura

- Base: moldada em concreto ou formada por perfis de aço.- Tripé: formado por três ou quatro perfis de aço.- Viga transversal ou balancim: viga de aço apoiada em seu centro por um mancal, oqual está preso no topo do tripé.- Cabeça de mula: localizada em uma das extremidades do balancim, suporta a carga dahaste polida por meio de dois cabos de aço (cabresto) e uma barra carreadora. Ageometria da cabeça de mula faz com que a haste polida se mova verticalmente no poço,reduzindo esforços e atrito no "tê de surgência".- Biela e manivela: transmitem movimento ao balancim.



b) Contrapesos

Motor = somente no curso ascendente.Descendente = força da gravidade.Contrapesos = distribuição mais uniforme das cargas durante o ciclo de bombeio

(motor será exigido de forma mais contínua).

c) Caixa de reduçãoAta velocidade e baixo torque (motor) → alto torque e baixa velocidade. Custo

de aproximadamente 50% do custo total da unidade.

d) MotorElétricos ou de combustão interna.

8.4.4 Acompanhamento do poço em produçãoTestes de produção, cartas dinamométricas (já citados) e registros de sonolog.Registro de sonolog = profundidade em que se encontra o nível dinâmico e o

nível estático no anular (impossibilidade de ser descido um registrador de pressão pelo

interior da coluna de produção; estima-se o seu valor utilizando o registro). Detona-seuma pequena carga explosiva na superfície, gerando um pulso acústico que se propagapela coluna (reflexão do pulso nas luvas da coluna de produção e no nível de líquido noanular). Com a profundidade dos canhoneados e a densidade do fluido que está noanular pode-se calcular a pressão de fluxo no fundo do poço ou a pressão estática doreservatório.

8.5 Bombeio por cavidades progressivasBomba de cavidades progressivas = deslocamento positivo imersa, constituída

de rotor e estator (cavidades herméticas idênticas com ação de sucção).

8.5.1 Sistema de BCPCamisa estacionária + rotor helicoidal (acionado da superfície por uma coluna de

hastes). Semelhante a uma rosca sem-fim.

Aplicável a poços não muito profundos, com grande gama viscosidade, óleosparafínicos e fluidos com areia.

Menor consumo de energia, menores custos de transporte e manuseio (maisleve), vedação no stuffing box mais simples.



8.5.2 Bomba de subsuperfícieRotor helicoidal (espiral macho revestido de cromo) + um estator (camisa na

forma de espiral fêmea de material elastomérico). Também é semelhante a uma roscasem-fim, com eixo excêntrico.

Sem fluido, superaquece.

8.5.3 Coluna de hastesDeve suportar uma combinação de esforços: carga axial e torque.Carga axial máxima - na haste polida = peso da coluna de haste (flutuado no

fluido) + diferencial de pressão sobre a bomba → diâmetro nominal do rotor,excentricidade da bomba e diâmetro da coluna de hastes.

Torque máximo - na haste polida = torque hidráulico (carga) e de fricção (perdasviscosas) + resistência (inércia) da coluna de hastes.

8.5.4 Equipamentos de superfície

a) CabeçoteTransmitir o movimento de rotação do motor para a coluna de hastes, reduzir a

velocidade do motor para a velocidade de bombeio (100 a 500 rpm), sustentar osesforços axiais da coluna de hastes e vedar o espaço anular entre a coluna de hastes e acoluna de produção (stuffing box).

Possuem um sistema de freio mecânico que trava o cabeçote quando aconteceuma parada de funcionamento (evitar reversão no movimento da coluna de hastes).

b) MotorElétricos ou de combustão interna.

c) Quadro de comandos

8.5.5 Acompanhamento de um poço em produçãoTestes de produção, verificação de vibrações no cabeçote e registros de sonolog.

9. PROCESSAMENTO PRIMÁRIO DE FLUIDOSNão será abordado.

apostila intro eng petr

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