arquivo controle de poços fluidos kick blow out preventer

ÚNICA - SEGURANÇA DE POÇOS

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MANUAL DE CONTROLE

DE POÇOS

CATEGORIA

SUPERFÍCIE PERFURAÇÃO


1

PREFACIO

Este volume representa a terceira edição da apostila de controle de poço com opção de

E.S. C. P Superfície, utilizado nos cursos do programa WELLCAP (IADC WELL

CONTROL ACCREDITATION PROGRAM). Foram feitas as devidas adaptações na

apostila até então usada, para a abordagem de todos os tópicos exigidos. Assim

estamos apresentando um material bem legível e didaticamente mais esclarecedor. Os

treinando terão inicialmente uma revisão geral dos conceitos fundamentais importantes

para que possam compreender a aplicação dos métodos de controle. Na seqüência,

após a abordagem sobre kick e blowout, os procedimentos necessários para o

completo controle da situação. Todos os tópicos abrangidos nesta apostila visam

alicerçar os conhecimentos em controle de kick.

Procuramos expor o assunto de maneira a despertar o interesse do treinando e

conseqüentemente motivá-lo ao aprendizado. Atingindo este objetivo temos motivos

para satisfação.

Como esta nova versão ainda não sofreu um seguimento sistemático, solicitamos que

possíveis erros encontrados aqui sejam comunicados para que possam ser corrigidos

futuramente.


2

ÍNDICE

I - CONCEITOS FUNDAMENTAIS .............................................................................. 05

A - Tipos de fluidos .................................................................................................................................. 05

B-Fluido de perfuração ............................................................................................................................. 05

1. Propriedades dos fluidos de perfuração ........................................................................................ 05

a) Massa específica .......................................................................................................................... 05

b) Parâmetros reológicos. .............................................................................................................. 06

c) Força gel ...................................................................................................................................... 07

d) Salinidade .................................................................................................................................... 07

2. Propriedades do fluido após adensar ou diluir ........................................................................... 07

C - Conceitos e cálculos de pressão ........................................................................................................ 08

1. Definição de pressão ...................................................................................................................... 08

2. Conceito do tubo em "U" e coluna hidrostática. ........................................................................ 08

3. Tipo de pressão ................................................................................................................................ 09

a) Pressão hidrostática .................................................................................................................... 09

b) Gradiente..................................................................................................................................... 10

c) Pressão da formação .................................................................................................................. 11

d) Pressão na cabeça do poço ....................................................................................................... 12

e) Pressão num ponto do poço .................................................................................................... 12

f) Diferencial de pressão ................................................................................................................ 12

g) Pressão trapeada ......................................................................................................................... 13

h) Pressões em condições dinâmicas ........................................................................................... 13

i) Pressões no fundo do poço estática e dinamicamente. ......................................................... 14

j) Pressão na sapata do revestimento estática e dinamicamente ............................................. 15

k) Pressão de absorção ................................................................................................................... 15

l) Pressão de fratura ........................................................................................................................ 15

m) Pressão gerada no pistoneio .................................................................................................... 15

n) Massa específica equivalente .................................................................................................... 15

o) Relação volume, altura e seu efeito na pressão ...................................................................... 16

p) Cálculos diversos - volume, tempo ......................................................................................... 17

II - KICK E BLOWOUT ................................................................................................... 18

1. Definição. ......................................................................................................................................... 18

2. Fluxos da formação para o poço .................................................................................................. 19

A- Causa do fluxo intenciona ....................................................................................................... 19

B - Causas do fluxo não intencional ............................................................................................ 19

1. Incorreto abastecimento do poço ............................................................................................ 19

2. Pistoneio ..................................................................................................................................... 21

3. Perda de circulação ................................................................................................................... 24

4. Massa específica do fluido insuficiente .................................................................................. 24

5. Corte do fluído de perfuração .................................................................................................. 25

6. Cimentação .................................................................................................................................. 27


3

3. Pressão anormal ........................................................................................................................... 28

4. Indicadores de aumento da pressão de poros ......................................................................... 31

A - Indicadores diretos de pressão anormal ............................................................................... 31

B - Indicadores indiretos ............................................................................................................... 34

5. Detecção de kick .......................................................................................................................... 34

A -Os Indícios de kick perfurando .............................................................................................. 34

B - Indício de kick durante a manobra ........................................................................................ 36

C - Indício de kick durante uma perda de circulação ................................................................ 36

6. Importância da rápida detecção de um kick ............................................................................... 37

7. Distinção entre indicadores de kick e outras ocorrências. ........................................................ 37

III – PROCEDIMENTOS ................................................................................................ 38

A - Os Instrumentos de Detecção de Kick...................................................................................... 38

B - Informações Prévias ...................................................................................................................... 38

C-Flow Check. ...................................................................................................................................... 44

D - Comportamento do Fluido Invasor ........................................................................................... 45

E- Fechamento do Poço ..................................................................................................................... 48

F - Monitora mento do poço após o Fechamento .......................................................................... 53

G - Na ocorrência de uma Perda Total de Circulação ................................................................... 58

H – Manobrando ................................................................................................................................. 58

l - Treinamento do Controle de Poços ............................................................................................. 60

J - Competência da Formação ............................................................................................................ 60

L - Operações de Stripping ................................................................................................................. 64

M-Gás Raso .......................................................................................................................................... 67

IV - CARACTERÍSTICAS E COMPORTAMENTO DO GÁS ....................................... 68

A-Tipos de Gás .................................................................................................................................... 68

1. Hidrocarbonetos........................................................................................................................ 68

2. Gases Tóxicos ............................................................................................................................. 69

B - Efeito da Densidade do Gás ........................................................................................................ 71

C - Migração do Gás ............................................................................................................................ 71

D - Expansão do Gás .......................................................................................................................... 71

E - Compressibilidade e comportamento de fases .......................................................................... 72

F - Solubilidade na Lama .................................................................................................................... 72

V - INFORMAÇÕES SOBRE O KICK. ........................................................................... 74

A - Dados na Ocorrência .................................................................................................................... 74

B - Determinação de outros dados .................................................................................................... .75

VI - MÉTODOS DE CONTROLE COM A BHP CONSTANTE .................................. 79

A - Objetivos dos Métodos de Controle .......................................................................................... 79

B - Princípios dos Métodos de Controle com BHP Constante .................................................... 79

C - Métodos de Controle .................................................................................................................... 80

1. Método do Sondador ................................................................................................................ 80

2. Método do Engenheiro ............................................................................................................ 85

3. Método Volumétrico ................................................................................................................ 86


4

D - Planilha de Controle do Poço. .................................................................................................... 91

E - Procedimentos de Controle ......................................................................................................... 92

1. Como Ligar e Desligara Bomba Mantendo a BHP .............................................................. 92

2. Manuseio do Choke Durante o Procedimento de Controle ............................................... 92

3. Problemas Durante a Circulação de um Kick (situações especiais) .................................. 92

4. Considerações sobre o Uso do Diverter. ............................................................................... 96

F - Outros Métodos de Controle de Poço ....................................................................................... 97

1. Buliheading ................................................................................................................................. 97

2. Circulação Reversa Durante o Teste de Formação .............................................................. 98

VII - COMPORTAMENTO NA SAPATA ....................................................................... 98

A- Pressões na Sapata. ......................................................................................................................... 98

B-Tempo Para o Gás Atingir a Sapata .............................................................................................. 99

VIII - MARGEM DE SEGURANÇA ................................................................................ 100

Valor mínimo ........................................................................................................................................ 100

Valor máximo ....................................................................................................................................... 101

IX - SITUAÇÕES ESPECIAIS .......................................................................................... 102

1. Controle de kick em poços horizontais ................................................................................. 102

2. Controle de kick em poços delgados ...................................................................................... 106

3. Controle de kick em poços multilaterais ................................................................................ 107

4. Ocorrência de kick havendo solubilidade do gás ................................................................ 107

X - CONCEITO DE TOLERÂNCIA AO KICK .............................................................. 108

XI - PROCEDIMENTOS OPERACIONAIS PREVENTIVOS ...................................... 113

1. Procedimentos na troca de turma ........................................................................................... 113

2. Perfurando .................................................................................................................................. 114

3. Manobrando ............................................................................................................................... 114

4. Perfilagem e canhoneio ............................................................................................................ 116

5. Testes de formação, testes de produção ou pescaria ............................................................ 117

6. Perda dê circulação. .................................................................................................................. 117

7. Adestramento .............................................................................................................................. .117

XII - RESPONSABILIDADE ESPECÍFICA APÓS O FECHAMENTO ....................... 118

TABELAS DE CAPACIDADES .................................................................................................. 120

TABELAS DE CAPACIDADES DAS BOMBAS DUPLEX E TRIPLEX .......................... 123

TABELA DE CONVERSÃO DE UNIDADES ....................................................................... 125

BIBLIOGRAFIA. ............................................................................................................... 126


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CONTROLE DE KICK

I. CONCEITOS FUNDAMENTAIS

A - TIPOS DE FLUIDOS

Os tipos de fluidos mais utilizados na perfuração e completação de poços de petróleo

são:

a) À base de água

b) À base de óleo natural (OBM)

c) À base de óleo sintético (SOBM)

d) Gasosos (nitrogênio, ar ou gás natural)

e) Mistos (névoas, espuma ou fluidos aerados)

f) Pasta de cimento

g) Fluido de completacão

B - FLUÍDO DE PERFURAÇÃO Os fluidos de perfuração tem as seguintes funções:

a) Reter os fluidos das formações impedindo influxos

b) Remover para a superfície os cascalhes cortados pela broca.

c) Limpar, resfriar e lubrificar a coluna de perfuração e a broca.

d) Evitar desmoronamento das paredes do poço.

e) Manter os cascalhes em suspensão quando não houver circulação.

f) Transmitir potência hidráulica à broca.

g) Evitar ataques à coluna de perfuração.

É evidente que para um bom desempenho, o fluido de perfuração necessita apresentar

propriedades condizentes com as solicitações.

1 - Propriedades do fluido de perfuração

As propriedades do fluido de perfuração que estão mais relacionadas com controle de

kick são:

a) Massa específica

Massa específica é a massa por unidade de volume. No campo se chama comumente

de "peso específico".

É a propriedade obtida peia relação entre a massa e um vofume. Expressando isto

numa equação, para uma determinada amostra, tem-se:

= M/V

p - massa específica

M - massa da lama contida na amostra

V - volume da amostra


6

A unidade de massa específica mais utilizada é a libra massa por galão (Ibm/gal). Usa-

se costumeiramente (Ib/gal).

O controle da massa específica é um dos fatores básicos na prevenção de kick, visto

ser a propriedade responsável pela geração da pressão hidrostática. A baritina e a

hematita são aditivos utilizados para aumentar a massa específica, sendo a baritina a

que mais se utiliza.

A remoção mecânica de sólidos, seguida ou não de diluição, é usada para reduzir a

massa específica. Valores de massa específica elevados podem criar problemas na

perfuração, tais como: dano à formação, redução da taxa de penetração, prisão

diferencial e perda de circulação. Seu valor deve estar num range aceitável, sendo

acrescida de uma margem de segurança em relação à massa específica equivalente à

pressão de poros da formação esperada na fase do poço, normalmente entre 0,3Ib/gal

e 0,5lb/gal.

A massa específica também influencia as perdas de carga por fricção ao longo do

percurso do fluido de perfuração, e nos orifícios, tais como: Jatos da broca e no choke

ajusíável.

• Equivalência entre unidades:

1g/cm3 = 1kg/l = 8,33lbm/gal = 62,4lbm/pé3

1bbl = 42gal = 5,6 pé3 159 litros

A massa específica é determinada através da balança densimétrica, cujas unidades possíveis são:

Ib/gal, Ib/pe3, g/cm3 e"psi/1000pés A balança densimétrica deve ser frequentemente calibrada com água doce a 21 °C que deve medir 8,33lb/gal. Calibrando-se a balança com regularidade isto assegura resultados corretos na

determinação da massa específica do fluido. A balança pressurizada dá uma medida

mais acurada do valor da massa específica. Costumeiramente utilizada para medir a

massa específica de uma pasta de cimento.

b) Parâmetros reológicos

São as propriedades relacionadas com o fluxo do fluido no sistema de circulação. Os

mais comuns são: a viscosidade plástica, medida em centipoise e o limite de

escoamento, expresso em lb/100pe2. A viscosidade plástica depende da concentração

de sólidos no fluido de perfuração e o limite de escoamento é uma medida da interação


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eletroquímica entre os sólidos do fluido. Estes parâmetros são responsáveis pela perda

de carga por fricção no regime laminar, desempenhando um papel importante na

pressão de bombeio, num determinado ponto do poço durante a circulação e no

pistoneio hidráulico. Detectado alterações nos seus valores podem indicar uma

contaminação do fluido de perfuração por um influxo

Em termos práticos a viscosidade traduz a dificuldade que um fluido apresenta ao

bombeamento. Quanto maior for à viscosidade, maior será a pressão necessária para

bombear o fluido a uma vazão determinada, para um mesmo sistema de circulação. É

medida através de um viscosímetro rotativo ou o funil Marsh. Enquanto o viscosímetro

rotativo dá uma medida científica da viscosidade, o funil Marsh serve apenas para

fornecer dados comparativos de viscosidade entre duas amostras de fluidos de

perfuração.

c) Força gel

É uma medida da resistência em se movimentar o fluido de perfuração a partir do

repouso, expressa em lb/100pe2. Quando seu valor é alto resulta em pistoneio

elevado, dificuldade na separação do gás da lama na superfície e redução da

velocidade de migração do gás.

d) Salinidade

É a concentração de sais no fluido de perfuração. Os sais são incorporados ao fluido

de perfuração como aditivos ou como contaminantes. Neste último caso, um aumento

ou diminuição da salinidade pode indicar influxo de água salgada ou de água doce da

formação para o poço. Um aumento da salinidade do fluido de perfuração implica na

sua floculação e o conseqüente acréscimo da viscosidade, da força gel e do filtrado.

2 - Propriedades do fluido após adensar ou diluir.

Quando se adicionam materiais adensantes ao fluido de perfuração aumenta os sólidos

em suspensão e isto resulta também em alteração nas propriedades do mesmo. Isto

pode requerer, em certos casos, tratamento para restabelecer os valores adequados.

Por exemplo, necessita-se de maior força para romper a inércia do fluido, isto quer

dizer que aumenta a força gel.

A viscosidade plástica também aumenta visto que com o acréscimo do número de

partículas, cresce o atrito entre as mesmas. Como, igualmente, a força entre as

partículas se altera, tem-se um aumento do limite de escoamento.

Quando se faz à diluição na realidade aumenta-se o espaçamento entre as partículas e

conseqüentemente reduzem-se as propriedades já mencionadas.


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C - CONCEITO E CÁLCULOS DE PRESSÃO

1 - Definição de pressão

É a força aplicada por unidade de área. Em termos matemáticos, a equação é:

P = F/A

Sendo que:

P - pressão

F - força

A - área

As unidades mais usuais são:

Pascal (Newton/metro quadrado) - N/m2

Quilograma força/centímetro quadrado - kgf/cm2

Psi - libra força/polegada quadrada - Ibf/in2

Atm - atmosfera

Bar

Relação entre as unidades:

1Kgf/cm2 = 105 Pa (Pascal) 1Kgf/cm2 =14,22psi 1Atm = 14,70psi 1Atm = 1,033Kgf/cm2

1bar =1,02kgf/cm2 2 - Conceito do tubo em 'U' e coluna hidrostática Em um tubo em 'U' é possível a existência de fluidos diferentes nos ramos, mas na base do tubo forçosamente a pressão é a mesma. Isto implica que no ramo que contém fluido mais denso, o nível com certeza está mais baixo.Isto é o que acontece quando se injeta um tampão pesado na coluna antes de iniciar a retirada da mesma. O interior da coluna e o anular forma um tubo em 'U'. Isto significa que a pressão no fundo do poço, quando o sistema está em equilíbrio, é a

mesma raciocinando-se tanto pelo interior da coluna como pelo espaço anular. Não

importa que fluidos existam no anular e coluna. Fig.1


9

Observa-se que a pressão exercida na parte final do tubo em 'U,' quando nenhuma pressão existe na parte superior dos ramos, é apenas a pressão exercida pela coluna de fluido existente nos mesmos. Esta coluna de fluido nomina-se: coluna hidrostática. A pressão exercida é uma função da altura da coluna e do peso do fluido. O princípio do tubo em U,' será muito utilizado no decorrer do curso. 3 - Tipos de pressão a) Pressão hidrostática É a pressão exercida pelo peso de uma coluna de fluido. Aplicando-se o conceito de

pressão, tem-se:

Ph = Peso da coluna de fluido/Área

massa específica - = M/V

peso específico - pesp = Peso/V

aceleração da gravidade - g

Ph = g x x Dv Psi = Ibf/in2

Ph = g x (lbf/g)/231in3 x 39,37in

Ph = 39,37/231 x x Dv

Ph = 0,1704 x Ibf/in2

Ph = 0,17 x (lb/gal) x Dv(m)

"Dv" na equação refere-se à profundidade vertical.

Neste caso em um poço direcional que utiliza o mesmo fluido que um vertical, à mesma

profundidade vertical, ambos têm a mesma pressão hidrostática, embora tenham

profundidade medidas diferentes. Logo se constata que a pressão hidrostática é função

da massa específica e da altura do nível de fluido no poço. A queda de nível de fluido

resulta numa queda da pressão hidrostática e conseqüentemente da pressão no fundo

do poço (BHP). O mesmo acontece com a redução da massa específica do fluido.

Assim a variação na massa específica ou no nível de fluido afeta diretamente a pressão

hidrostática.

Quando se trata de gases a pressão hidrostática é calculada da seguinte maneira:


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Yg - densidade do gás em relação ao ar

Phg - pressão hidrostática do gás

PT - pressão absoluta no topo da bolha

PB - pressão absoluta na base da bolha

D — altura do gás

Z - fator de compressibilidade do gás

T - temperatura absoluta do gás, °F

Para pequenas colunas de gás pode-se estimar a pressão hidrostática da mesma com

a fórmula utilizada para os líquidos.

b) Gradiente

Gradiente de pressão é a pressão devida a uma coluna de fluido por uma unidade de

comprimento.

G = P/h

Unidades usuais: Psi/m; Psi/pe; kg/cm2/m

Equivalência entre unidades:

0,10 Kg/cm2/m = 0,433psi/pe = 1,42psi/m

O gradiente de um fluido é, portanto, dado pela seguinte expressão:

Ph.= 0,17x x h= G = 0,17x

Exemplo:

Observe o tubo em 'U' abaixo:

Calcule: 1. A altura do fluido na coluna (Da)

2. A distância da mesa rotativa ao topo do fluido na coluna

3. O gradiente do fluido na coluna e no anular

Dados:

a = 10,5Ib/Gal

b = 10,0Ib/Gal

Db = 300 metros


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4. Caso o gradiente da [ama na coluna fosse 1,82psi/m, qual a massa específica deste fluido?

5. A pressão na base do tubo em kgf/cm2

Respostas:

1. 0,17 x 10,5 x ha = 0,17 x 10 x 3000 => ha = 2857,14m

2. X = 3000 - 2857,14 = 142,86m

3. Ga = 0,17x10,5 = 1,785psi/m

Gb = 0,17x 10 = 1,7psi/m

4. Ga = 1,82/0,17 = 10,7lb/gal.

5. 5100/14,22 = 358,65 kgf/cm2

Exemplo:

Determinar a pressão hidrostática de uma coluna de gás de 3300 metros, cuja

densidade é de 0,63, sabendo-se que a pressão no topo da mesma é de 3200 psi.

Sabe-se que a temperatura média do gás é de 110°F e o fator de compressibilidade

médio é de 0,84.

Resposta:

PB = (3300 + 15) x e

PB = 4313PSIA ou 4298psi

Phg = PB – PT = 4298 – 3300psi = 998psi

c) Pressão da formação (Pp)

É a pressão existente nos poros da rocha a ser perfurada. As formações são

classificadas de acordo com a variação do seu gradiente (Gp) da seguinte maneira:

1,42 psi/m < Gp < 1,53 psi/m - normal.

Gp > IjSSpsi/m - anormalmente alta.

Gp < 1,42 psi/m -anormalmente baixa.


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1,42psi/m - gradiente da água doce

1,53psi/m - gradiente da água salgada

A pressão anormalmente alta está associada, normalmente, à deposição rápida de

sedimentos reduzindo a velocidade de expulsão da água dos poros da rocha, gerando

o processo conhecido por sub-compactação. A perfuração em zonas de pressão

elevada deve cuidadosamente ser monitorada para que a pressão atuante na formação

portadora seja sempre maior que a pressão de poros desta formação.

As formações com pressão anormalmente baixa estão associadas à depleção. O

gradiente de absorção é baixo resultando em perda de circulação durante a perfuração.

d) Pressão na cabeça do poço

É a pressão registrada na superfície, podendo ser tanto no interior da coluna quanto no

anular.

e) Pressão num ponto do poço

É função da pressão atuando na superfície (Ps) e da respectiva hidrostática (Ph) até

àquele ponto.

PP = Ps + Ph

f) Diferencial de pressão

Enquanto se perfura, trabalha-se com um diferencial de pressão entre a pressão no

fundo do poço (BHP) e a pressão da formação (Pp), Fig.2. Diz-se que o diferencial é

positivo quando a pressão no fundo do poço é superior à da formação e negativo

quando o contrário ocorre. Quando o diferencial de pressão é positivo está isenta a

possibilidade de um fluxo da formação para o poço. Quando este diferencial é negativo

existe a condição para um influxo ocorrer.


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g) Pressão trapeada

Quando se tem um registro de pressão no anular ou no interior da coluna, que é

superior à necessária para contrabalançar a pressão da formação, diz-se que existe

pressão trapeada. A pressão pode ser trapeada em um poço em kick tanto pela

migração do gás como pelo fechamento do poço com a bomba ainda em movimento,

estas são as maneiras mais comuns. Na abertura de uma linha de fluxo deve-se ter os

devidos cuidados em virtude da possibilidade da existência de pressão trapeada.

h) Pressões em condições dinâmicas

Quando existe circulação em um poço, a somatória das resistências ao movimento do

fluido ao longo do seu percurso é o principal elemento que fornece a medida da

pressão de bombeio. Estas resistências são nominadas perdas de carga no sistema de

circulação. No manômetro do bengala, o registro é feito a partir deste ponto. O tubo em

'U' apresentado na Fig.3, representa, através dos seus ramos, o interior da coluna, o

anular e na base a broca.

A pressão de bombeio lida durante a circulação é o somatório destas perdas de carga

localizadas quando existe o mesmo fluido, no interior da coluna e anular. Assim tem-se:

PB = APc = Ps + Pint + Pb + Pan

PB - pressão de bombeio

APc - somatório das perdas de carga

Ps - perda de carga na superfície

Pint - perda de carga no interior da coluna

Pb - perda de carga na broca

Pan - perda de carga no espaço anular.


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Quando tem-se peso de fluidos equivalentes diferentes no interior da coluna e no

anular, a pressão de bombeio é afetada pela diferença de hidrostática, como por

exemplo, quando existe uma grande geração de cascalho. A equação geral da pressão

de bombeio ou circulação é escrita da seguinte maneira:

PB = Ps + Pint + Pb + Pan + (Pha - Phi)

Pha - Pressão hidrostática do anular

Phi - Pressão hidrostática do interior da coluna.

As perdas de carga são funções dos parâmetros reológicos, do peso específico do

fluido, do regime de fluxo, dos diâmetros da coluna e espaços anulares e da

rugosidade bem como dos diâmetros dos jatos da broca.

Exemplo de aplicação:

São dadas as seguintes perdas de carga no sistema de circulação:

Ps - 60psi

Pint - 240psi

Pb-1300psi

APan-100psi

Devido à grande quantidade de cascalho no anular a hidrostática do mesmo é

50psi acima da do interior da coluna.

Calcule:

1. A pressão de bombeio enquanto perfurando

2. A pressão de bombeio na mesma profundidade, circulando com o poço limpo

Resposta:

1. PB = 60 + 240+ 1300 + 100 + 50 = 1750psi

2. PB = 60 + 240+ 1300 + 100 = 1700psi

i) Pressões no fundo do poço (BHP) estática e dinamicamente

Quando não existe circulação a única pressão atuando no fundo do poço (BHP) é a

pressão hidrostática. Então:

BHP = Ph

Em condições dinâmicas deve-se considerar que a lama, após passar pelos jatos da

broca, possui uma energia suficiente para vencer as resistências ao fluxo no anular.

Neste caso a lama está pressurizada no fundo do poço, num valor correspondente às

perdas de carga do anular. A BHP, acrescida deste valor é:

BHP = Pan + Ph


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Caso a circulação esteja sendo realizada pelo choke, onde se constata uma perda de

carga localizada, Pch, então a BHP é:

BHP = Pan + Ph + Pch

j) Pressão na sapata do revestimento estática e dinamicamente

Sem circulação, a pressão atuando na sapata, é apenas a hidrostática:

Psap = Phsap

Com circulação, a poço aberto, a pressão na sapata é:

Psap = Phsap + Pan,csg

Pan.csg — perdas de carga no anular casing

Havendo circulação pelo choke, a pressão na sapata será acrescida da perda

localizada no choke. Á equação que expressa isto, é:

Psap = Phsap + Pan,csg + Pch

k) Pressão de absorção (Pabs)

É aquela pressão que atuando numa formação faz com que a mesma inicie a absorção

do fluido de perfuração. Neste caso não houve ainda o rompimento da formação. Na

perfuração não se trabalha com a perspectiva de fraturar e sim de absorver. No

entanto, para ressaltar a importância de se está atento, considera-se a absorção como

se fosse a fratura. O controle, para que esta pressão não seja atingida, é feito pelo

monitoramento da pressão na superfície, como será visto posteriormente.

í) Pressão de fratura (Pfra)

Neste caso, em face da pressão atuando numa determinada formação, a mesma atinge

o rompimento mecânico; ultrapassou a absorção. Nos trabalhos de estimulação de

poços, este limite é atingido intencionalmente.

m) Pressão gerada no pistoneio

O pistoneio é o efeito pistão no poço. Quando ocorre na descida da coluna, cria-se uma

sobre carga na formação que pode fraturá-la e provocar uma perda. Se ocorrer na

retirada da coluna promove um alívio da pressão no fundo do poço.

n) Massa específica equivalente

É a massa específica de um fluido cuja hidrostática, à mesma profundidade, é igual à

de uma situação anterior. Pode-se ilustrar isto do seguinte modo:


16

Na situação (1) observa-se que o poço contém duas lamas de peso distintos. Na

situação (2) tem-se uma lama cuja hidrostática é igual à da situação (1). Então a lama

da situação (2) é equivalente àquela situação.

Conforme já foi mostrado anteriormente, quando se está circulando, a pressão atuando

no fundo do poço é acrescida das perdas de carga do anular.

Isto para o fundo do poço e para qualquer ponto no mesmo, considerando-se as perdas

de carga daquele ponto para cima. Neste momento é como se tivesse no poço uma

lama cuja massa específica resulta numa pressão hidrostática igual à pressão atuando

no fundo. Esta lama tem massa específica equivalente àquela situação. Daí o conceito

de (ECD) que é a Densidade Equivalente de Circulação. Neste caso a massa

específica equivalente é calculada da seguinte maneira:

ECD = equi = (Ph +Pa)/0,17 x Profundidade

Quando a circulação é interrompida perde-se (ECD). É o que acontece quando se faz o

flow check durante a perfuração. Quando se faz o flow check nas manobras não há

perda de (ECD).

o) Relação Volume altura e seu efeito na pressão

Quando tem-se um dado volume num revestimento ou poço aberto o mesmo é o

produto da capacidade correspondente pela altura. Suponhamos que num revestimento

tem-se uma altura "h" de fluido. O volume correspondente é:

V = h x Crev

Crev. — capacidade do revestimento.


17

A Capacidade Hidrostática (Cap. Hid), cuja unidade é psi/bbl, indica a pressão

hidrostática exercida por 1 bbl de determinado fluido, num determinado ambiente.

Ph= 0,17 x x Dv.

No revestimento, como já visto, h = V/Crev.

Então,

Cap.Hid = Ph/V Cap. Hid = (0,17 x )/Crev

Ph = Cap. Hid x V

A capacidade hidrostática será muito utilizada posteriormente.

p) Cálculos diversos

• Volume de um tanque

• Volume de um cilindro


18

• Capacidade volumétrica

Cap = 0,003187 x (Dp2 - Dt2) anular

Cap = 0,003187 x D2 interior

Dt - diâmetro interno em polegadas

Dp - diâmetro externo em polegadas

Cap - em bbl/m

• Volume do anular

Van = Can x han

Can - Capacidade do anular

han - altura do anular

• Tempo de circulação

T = Vcirc/Velocidade da bomba

Vcirc — volume a ser circulado em strokes de bomba

VB - velocidade da bomba, spm

Com a fórmula acima se pode calcular:

1. Tempo total de circulação (interior + anular)

2. Tempo de circulação da superfície a broca (interior)

3. Tempo de circulação da broca a sapata.

4. Tempo de circulação da broca a superfície (anular)

lI - KICK E BLOWOUT

1 - DEFINIÇÃO

KICK - É o fluxo inesperado e indesejado de fluido da formação para o poço.

Neste caso o fluxo é controlado. Perdeu-se o controle da primeira barreira, isto é, a

ação da pressão hidrostática sobre a rocha, mas tem-se o controle da segunda barreira

que é o equipamento de segurança.

BLOWOUT - É o fluxo descontrolado de fluido da formação para o poço.

Neste caso perdeu-se o controle da primeira e da segunda barreira.


19

2 - FLUXOS DA FORMAÇÃO PARA O POÇO

O fluxo da formação para o poço pode ser: intencional e não intencional.

A - CAUSA DO FLUXO INTENCIONAL

Neste caso o fluxo é desejado, não é considerado um kick. Para que este tipo de fluxo

ocorra provoca-se uma redução da pressão atuante numa formação portadora. Isto

ocorre nas seguintes situações:

1.Teste de Formação

2. Completação

B - CAUSAS DO FLUXO NÃO INTENCIONAL

Assim como ocorre com o fluxo intencional, uma redução da pressão atuante na

formação portadora também acontece não intencionalmente. Neste caso o cenário é de

um kick. Quando tal fato ocorre com a coluna no fundo do poço, e na formação abaixo

da broca, a relação entre â BHP e a pressão de poros, Pp, desta formação é:.

BHP < Pp

BHP - pressão de fundo (Bottom Hole Pressure)

As causas mais comuns que provocam esta redução de pressão são:

1. lncorreto abastecimento do poço

2. Pistoneio

3. Perda de circulação

4. Massa específica do fluido insuficiente

5. Corte do fluido de perfuração.

6. Cimentação inadequada

A seguir será feito um comentário sobre cada uma destas causas.

1 Incorreto abastecimento do poço

Ci – capacidade interna do tubo

Ca – capacidade do anular

Crev – capacidade do revestimento

Cd – capacidade de deslocamento

Crev = Ca + Cd + Ci


20

Quando a coluna é retirada do poço sem abastecimento, o nível de fluido cai de uma

altura "h", Fig.7, que corresponde a um volume V que é exatamente o volume de aço

retirado. O cálculo deste volume em função do "h", é:

Vaço = (Can + Ci) x h = (Crev - Cd) x Dv

Vaço = L x Cd

L - comprimento do aço retirado

A redução da pressão hidrostática no fundo é:

Ph = 0,17 x m x Dv

Quando a coluna está aberta o deslocamento na descida no poço se deve apenas à

massa de aço descida no mesmo.

Quando o fluido do poço está impedido de penetrar na coluna que desce no poço

devido à existência de um inside BOP, por exemplo, o deslocamento será total.

Cdt = Cd + Ci

Exemplos:

Qual a redução de pressão no fundo do poço quando se retira 10 seções de tubos de

perfuração sem abastecer? Dados: revestimento de 9 5/8" - 36lb/pé - K55. DF de 5",

19,5lb/pé. Fluido de perfuração de 10lb/gal.

Resposta:

Crev = 0,2536bbl/m. Capacidade de deslocamento do tubo, Cd = 0,0247bb!/m.

(Crev - Cd) x h = 6,775bbl

Ph = 0,17 x 10 x 29,60 = 50psi

Qual a redução de pressão em frente a uma zona canhoneada, quando se retira 20

seções de tubing de 2 7/8" - de peso nominal de 6,5 Ib/pé de um revestimento de 7" -

23 Ib/pé? O fluido de completação tem peso de 8,4 Ib/gal e a seção é 60 pés.

Respostas:

Can + Ci = Crev - Cd


21

Can = 0,003187 x (6,3662 - 2,8752) = 0,1028bbl/m

Tubos de produção, Dl = 2,441 "(in)

Ci = 0,003187 x (2,4412) = 0,01898bbl/m

Cd = 0,003187 x (2,8752 - 2,4412) = 0,0073bbl/m

Ph = 0,17 x 8,4 x 22 = 31psi

2 Pistoneio

O pistoneio refere-se à ação pistão - cilindro da coluna de perfuração no poço. Dois

tipos de pistoneio podem aparecer na manobra da coluna de perfuração: o pistoneio

hidráulico e o mecânico. Numa retirada normal da coluna o nível do fluido de

perfuração no poço tende a baixar. Quando existe um retomo na calha, durante a

ascensão da coluna, é indicativo de que está havendo um pistoneio mecânico.

Fatores que promove um pistoneio:

a) Geometria do poço e tubos

b) Profundidade do poço

c) Reologia do fluido de perfuração "

d) Condições do poço e propriedade do fluido de perfuração

e) Velocidade da retirada e descida da coluna

f) Configuração do BHA

A descida da coluna de perfuração ou de revestimento produz um aumento da pressão

no fundo resultado do efeito gerador do pistoneio hidráulico, nominado surgência de

pressão (surge pressure) que a depender da velocidade excessiva pode induzir uma

perda. A retirada da coluna, se pistoneando, causará um alívio da pressão no fundo

devido o movimento ascendente da coluna através do fluido de perfuração.

Uma diminuição do peso do fluido pode induzir o pistoneio hidráulico. Esta redução

pode ocorrer devido o uso de centrífuga para remover a baritina, diluição, efeito da

temperatura sobre o fluido de perfuração etc.


22

a) Pistoneio Mecânico

Provoca a remoção da lama a partir de um determinado ponto do poço devido ao

enceramento da broca, estabilizadores ou reamer ou quando se retira uma coluna com

a borracha do packer não totalmente recolhida.

A hidrostática do interior da coluna é reduzida em virtude da redução do volume de

fluido no seu interior para preencher o espaço vazio abaixo do elemento encerado. O

efeito de sucção associado à queda de hidrostática provocará um kick. Uma vez

detectado, deve-se voltar à coluna ao fundo do poço e trabalhar na tentativa de

desobstruir o enceramento. Sempre que ocorrer o pistoneio mecânico é verificado um

aumento do drag tendo em vista que o enceramento o provoca. De modo que um

aumento do drag pode está associado ao pistoneio mecânico.

Com o intuito de se evitar o efeito do pistoneio mecânico deve-se observar se há fluxo

na retirada da coluna.

Caso haja fluxo, circular, visando à remoção dos detritos da formação que estão

promovendo o enceramento; descer a coluna até o fundo, insistindo na remoção da

causa do pistoneio. Caso estas tentativas não tenham êxito e a coluna tenha de ser

retirada, deve-se fazê-lo com a bomba. Sempre que um pistoneio for detectado na

retirada da coluna, primeiramente o poço deve ser observado. Ocorrendo fluxo o poço

deve ser fechado, sem perda de tempo. A descida, neste caso, será através de um

stripping in.

b) Pistoneio hidráulico

Este tipo de pistoneio, também conhecido por SWAB, cria uma pressão negativa que

reduz a hidrostática na formação portadora. A expressão que fornece a pressão gerada

pelo pistoneio é:

P — pressão de pistoneio (psi)

L - comprimento da tubulação (metros)

LE - limite de escoamento (lb/100 pes2)

VP - viscosidade plástica do fluido, centipoises (cp)

dt— diâmetro do poço ou diâmetro interno do revestimento (pol)

dp - diâmetro externo do tubo de perfuração (pol)

V - velocidade da manobra (m/min)

MSM - margem de segurança de manobra (Ib/gal)

Dv - profundidade vertical do poço (m)


23

MSM = 2 x P/(0,17x Dv)

É necessário que se adicione uma margem de segurança na massa específica do

fluido de perfuração para minimizar os riscos de uma ocorrência de kick devido o

pistoneio hidráulico. Como a condição mais desfavorável é o início da manobra, toma-

se esta condição para avaliação da MSM.

Pode-se diminuir a pressão gerada no pistoneio reduzindo-se a viscosidade do fluido

de perfuração a valores mínimos permitidos, também controlando a velocidade de

retirada da coluna.

Exemplo:

Qual a redução de pressão no fundo do poço e a MSM para a seguinte situação:

Profundidade do poço: 3200metros

Tubos de perfuração: 5"OD

Limite de escoamento do fluido de perfuração: 6lbf/in2

Viscosidade plástica: 16cp

Velocidade de retirada da coluna: 38m/min

Diâmetro do poço: 8 ½”

Resposta:

Se a formação tem massa específica equivalente de 9,8lb/gal, qual deve ser a massa

específica do fluido de perfuração?

Resposta:

m = 9,8 + 0,43 = 10,2lb/gal

Perfurando-se com esta massa específica do fluido de perfuração, na retirada da

coluna a BHP = Pp + P.


24

3 Perda de circulação

A perda de circulação pode ser: total e parcial. A perda de circulação total resulta numa

diminuição do nível de lama no poço, promovendo uma redução da pressão em frente

a uma zona portadora. Caso esta pressão se torne menor que a pressão desta

formação, um kick ocorrerá. Na perda de circulação parcial o nível de fluido é mantido,

assim este tipo de perda não provoca kick. Ocorrendo este tipo de perda, após o

desligamento da bomba, o nível estático do poço poderá ou não ser mantido. Caso não

seja mantido, a depender da queda de hidrostática, poderá provocar um kick.

A perda de circulação total pode ser natural, observada em formações fraturadas;

vulgulares, carvernosas, com pressão anormalmente baixa ou depletadas. Não é

normalmente verificada em formações constituídas por folhelhos moles e areias.

Induzida, que pode ser provocada pelo excesso de pressão hidrostática, pela excessiva

perda de carga no espaço anular, pelo surgimento de pressão devido à descida da

coluna de perfuração ou de revestimento ou um trapeamento de pressão.

4 Massa específica do fluído insuficiente

Normalmente esta causa de kick está associada a formações com pressão

anormalmente alta. Na perfuração realizada nestas áreas, deve-se ter um rigoroso

controle quanto aos indicadores de pressão elevada. As técnicas de detecção e

medição de pressões anormalmente altas devem ser empregadas para que se possa

elevar a massa específica do fluido de perfuração com o intuito de se evitar um influxo.

Mesmo que a formação não tenha pressão anormalmente alta, mas havendo uma

diminuição da massa específica do fluido, um kick pode ocorrer. Os meios mais

comuns de redução da massa específica são: a remoção de baritina pelo uso de

centrífugas, a decantação de baritina no poço e nos tanques de lama, diluição e

também devido o aumento da temperatura do fluido, como acontece em poços HPHT.

Para se evitar um kick torna-se necessário aumentar a massa específica do fluido de

perfuração, mas um aumento excessivo pode resultar em absorção ou até mesmo

fratura nas formações frágeis, diminuição na taxa de penetração e aumento das

possibilidades de prisão por pressão diferencial.

5 Corte no fluido de perfuração

Quando o fluido de perfuração é contaminado por um fluido da formação, ocorre corte

da lama. isto ocasionará uma diminuição da sua massa específica. Como

conseqüência desta redução um kick pode ocorrer.

a) Corte do fluido por gás

A situação mais crítica é quando este corte é feito por gás em virtude da expansão do

mesmo quando chega na superfície, causando uma redução da massa específica do

fluido e uma conseqüente diminuição na pressão hidrostática que pode provocar um

influxo. Quando a quantidade de gás é pequena registrada apenas pelo detentor de

gás, em unidade de gás, (UG), não causará uma diminuição significativa na massa


25

específica do fluido de perfuração. Quando a quantidade de gás é suficiente para

promover o corte, embora se tenha uma massa específica do fluido que retorna do

poço muito reduzida, a pressão hidrostática do poço não reduzirá significativamente

visto que a maior expansão do gás ocorre quando o mesmo chega à superfície. A

razão disto deve-se ao fato do gás ser compressível. A hidrostática do fluido acima do

gás evita que o gás se expanda muito rapidamente. Se o volume de gás no fluido é

pequeno, mas suficiente para provocar um corte, a redução da pressão no fundo do

poço será pequena. A redução da pressão a uma determinada profundidade, devido ao

corte do fluido por gás, pode ser estimada pela seguinte equação:

m é a massa específica do fluido na entrada (Ib/gal)

mc é a massa específica do fluído no retorno (Ib/gal)

eq é assa específica equivalente do fluido (Ib/gal)

D é a profundidade vertical do poço em metros (m)

P é o decréscimo da pressão na profundidade considerada

Ph é a pressão hidrostática na profundidade considerada em (psia)

Exemplo:

Qual deve ser a redução da BHP quando em função de um corte por gás a lama

reduziu a massa específica de 11 Ib/gal para 9Ib/gal? A profundidade do poço é

3.000metros.

Resposta:

Observa-se que a redução da BHP foi pequena, não se pode dizer que o poço está em

kick. Entretanto as providências devem ser tomadas para a remoção do gás da lama

para que um kick não venha a ocorrer.

Exemplos típicos de fluídos cortados por gás e a conseqüente queda na BHP para

várias situações, pode ser visto na Fig.8.


26

O gás que se incorpora à lama tem as seguintes origens:

• Toda vez que uma formação portadora de gás de baixa permeabilidade é perfurada,

o gás contido na rocha perfurada incorpora-se no fluido. É o gás de fundo ou

background. Neste caso, o corte de gás é apenas uma indicação de que um

reservatório ou de que um folhelho portador de gás foi encontrado. Ò detetor

permanece com leitura constante durante a perfuração, caso haja uma variação

para mais na leitura do mesmo a situação deve ser cuidadosamente investigada.

• Gás de manobra aparece na superfície após uma manobra mesmo antes da

conclusão do deslocamento do anular (bottoms-up) devido o efeito de migração do gás.

Pode indicar a ocorrência de um pistoneio e um ajuste na margem de manobra pode

ser necessário.

• Gás de conexão aparece na superfície após uma conexão mesmo antes da

conclusão do deslocamento do anular devido à migração do gás. Ocorre quando se

perde ECD com o desligamento da bomba podendo ser afetada ainda mais com a

redução da pressão no fundo devido ao pistoneio hidráulico quando a coluna é

suspensa. Neste caso um ajuste na massa específica do fluido de perfuração torna-se

necessário.

• Gás proveniente dos cascalhes gerados de uma formação com alta porosidade e

portadora de gás. O gás contido nos cascalhes expande-se quando trazido a

superfície, promovendo uma diminuição da BHP. As providências necessárias


27

devem ser tomadas para que um kick não ocorra. Tendo-se constatado o gás dos

cascalhes, as seguintes ações devem ser tomadas:

- Redução da taxa de penetração para diminuir o volume de gás a ser liberado dos

cascalhes gerados

- Aumentar a vazão de bombeio, se possível.

- Parar a perfuração e circular para limpeza do poço em intervalos regulares

b) Contaminação por água ou óleo

A contaminação do fluido de perfuração por esses fluidos, embora não seja uma

situação tão crítica como o gás, também causará uma redução na massa específica do

fluido de perfuração, o que poderá levar a um influxo. Assim, sua detecção na

superfície é igualmente importante.

6 Cimentação

O início da pega do cimento forma-se uma estrutura auto-sustentável que faz com que

a hidrostática da pasta se reduza à hidrostática da água de mistura, enquanto ainda

existe permeabilidade ao gás. A estrutura gel da pasta antes da pega dificulta a

transmissão da pressão hidrostática, também a redução do volume da pasta por perda

de filtrado são fenômenos que associados podem provocar uma redução na pressão

hidrostática capaz de permitir um influxo de gás através da pasta de cimento ainda não

endurecida.

Para evitar esse problema pode-se:

a) Minimizar a altura da pasta

b) Manter o anular pressurizado

c) Usar sais para aumentar a densidade da água de mistura

d) Usar pastas com tempos de pega diferenciados

e) Aumentar a massa específica do fluido antes da cimentação

f) Usar múltiplos estágios de Cimentação

g) Usar pastas com, aditivos bloqueadores de gás

h) Usar E.C.P. (Externai Casing Packer) na coluna de revestimento.

Outras causas de kick

Existem operações que poderão ser causadoras de kikc se forem incorretamente

realizadas. Pode-se citar:

• Teste de formação a poço aberto. O risco aumenta quando existe formação portadora

de gás no trecho do poço aberto. Os riscos mais comuns são:

- Fratura da formação durante a circulação reversa

- A existência de gás acumulado abaixo do packer, após a circulação reversa.

-Queda de nível do anular na abertura da válvula de circulação reversa


28

- Pistoneio causado pelo packer durante a retirada da coluna de teste

Repetição de um teste de formação sem o correio condicionamento do poço

Quando durante a perfuração de um poço ocorre colisão com um poço em

produção, cortando as colunas de revestimento e de produção do poço produtor. A

hidrostática do poço que está sendo perfurado poderá não ser suficiente para reter os

fluidos do poço produtor e assim um kick pode ocorrer. A norma determina que seja

interrompida a produção de um poço quando se perfura um com a mesma unidade do

poço produtor.

Ambas as situações já foram causas de blowout na indústria de petróleo.

3 PRESSÃO ANORMAL

• Causas de pressão anormal

A pressão da formação pode aumentar em função da geologia da área onde o poço

está sendo perfurado. Os poços são perfurados em áreas onde existem armadilhas

("traps") ou estruturas geológicas que possam conter óleo e gás. As mesmas estruturas

e processos que propiciam a presença de hidrocarbonetos são também os causadores

de altas pressões.

Assim não deve se constituir em surpresa quando pressões altas ou "anormais" são

encontradas durante a perfuração de poços.

A pressão da formação pode aumentar em função de várias condições geológicas

a) Falhas geológicas:

Como a pressão da formação normalmente aumenta com a profundidade, quando as

rochas profundas estão falhadas em relação às rochas rasas, elas possuem pressões

mais altas do que as normais.

A passagem por uma falha durante a perfuração pode acarretar um rápido aumento na

pressão da formação, possibilitando a ocorrência de altas pressões num curto espaço

de tempo, Fig.9.


29

Altas pressões encontradas quando perfurando próximo a domos salinos são

freqüentemente os resultados de falhas localizadas em torno do domo. Pressões

relacionadas às falhas são também muito comuns em regiões montanhosas.

b) Grandes estruturas

Anticlinais e domos salinos são dois tipos muito comuns de estruturas. A perfuração,

em busca do petróleo, é realizada nessas estruturas porque a deformação na crosta

terrestre atua como uma armadilha para óleo ou gás. Qualquer estrutura que contenha

óleo ou gás pode ter pressões anormais acima do contato óleo/água na zona do óleo

ou de gás. Fig.10.

As pressões mais altas ocorrem na parte superior do reservatório ou no topo da

estrutura, portanto, deve-se ficar na expectativa de encontrar altas pressões quando

perfurando formações permeáveis (areia ou calcários) de qualquer estrutura.

Como as grandes estruturas são as primeiras que se perfuram no programa de

exploração pioneira, a equipe de perfuração necessita ter cuidado com este

desenvolvimento de pressão.

c) Camadas espessas de folhelhos

Sempre que houver ocorrência de camadas espessas de folhelhos, poderão

desenvolver-se zonas de transição e de alta pressão dentro do folhelho.

Isto se deve às camadas espessas de folhelhos que, por serem impermeáveis,

restringem o movimento da água durante o processo de compactação. Como os

sedimentos são depositados inicialmente na superfície e com o tempo passam a situar-

se mais profundamente, maiores pressões são exercidas sobre eles a partir dos

sedimentos que vão sendo depositados acima.


30

Água, gás e óleo trapeados dentro do folhelho não podem escapar suficientemente

rápido, desenvolvendo-se assim altas pressões, Fig.11.

O topo do folhelho pressurizado é muitas vezes indicado por uma capa de rocha mais

dura. Depois que a capa é perfurada, o folhelho torna-se muito mais mole, à medida

que a pressão aumenta e, como conseqüência, a taxa de penetração também

aumenta. Sempre que camadas espessas de folhelho forem encontradas, especial

atenção deve ser dada à possibilidade de se encontrar altas pressões.

Quando perfurando formações arenosas, cuidados devem ser tomados quando

folhelhos começam a aparecer. Pressões relacionadas a folhelhos podem ocorrer a

qualquer profundidade, desde a superfície até profundidades muito grandes.

d) Camadas espessas de sai

Como as camadas de sal são plásticas, elas transmitem todo o peso litostático para a

rocha subjacente. Altas pressões são sempre encontradas dentro e abaixo de

espessas camadas de sal. Massa específica de fluido de 16 a 19lb/gal é normalmente

requerida quando perfurando dentro e logo abaixo de camadas espessas de sal

encontradas a profundidades superiores a 2.000 metros, Fig.12.


31

e) Arenitos intercomunicáveis

Altas pressões de formação podem ser o resultado de prévias erupções

subterrâneas. Arenitos superiores podem tornar-se superpressurizados como resultado

de uma erupção subterrânea descontrolada.

Nesse caso, o poço foi fechado com êxito, mas a pressão da zona inferior se

transmitiu para um arenito ou reservatório superior. Quando o próximo poço for

perfurado, a equipe de perfuração estará provavelmente desprevenidos para a

ocorrência de arenitos rasos portadores de alta pressão.

Em região onde se produz por processos de recuperação secundária ou terciária tais

como injeção de vapor ou combustão in situ as frentes de ondas de pressão podem

atingir patamares superiores ao da pressão normal para aquela área, Fig.13.

4 INDICADORES DE AUMENTO DA PRESSÃO DE POROS

Há sempre o risco da ocorrência de um kick quando se perfura em áreas onde são

encontradas pressões anormalmente altas. Existem os indicadores diretos e indiretos

de pressão anormal. Enquanto os indicadores indiretos são obtidos antecipadamente

como uma possibilidade de pressão alta, os diretos são obtidos durante a perfuração

do poço com mais precisão.

A - INDICADORES DIRETOS DE PRESSÃO ANORMAL.

Quando a pressão anormalmente alta é causada pelo fenômeno da subcompactação,

existe sempre uma zona de transição onde a pressão de poros aumenta com a

profundidade. Nestas zonas, certas propriedades das formações e do fluido de

perfuração são alteradas dando indicativos de aumento da pressão de poros. A

observação e análises dos indicadores obtidos na superfície são necessárias para que

as ações preventivas sejam tomadas para evitar a ocorrência de um kick. As formações

com pressão anormalmente alta possuem um teor de água maior que as com pressão


32

normal devido ao fenômeno da subcompactação. Os indicadores mais importantes

observados durante a perfuração são:

1. Tamanho e forma dos cascalhes

Quando se perfura zonas de alta pressão os cascalhes gerados apresentam-se na

superfície com tamanho maior, em maior quantidade e com extremidades angulares e

superfície brilhante com aparência de desmoronamento. A mudança no tamanho,

forma e quantidade dos cascalhos na peneira é uma advertência de uma mudança no

fundo do poço, o que pode estar levando a uma pressão mais alta. Devido à maior

quantidade de água nas formações de pressão alta os cascalhos gerados das mesmas

são de densidades menores que os das formações normalmente compactadas. O

aumento do tamanho do cascalho causa:

a) Aumento do torque

Isto se verifica em virtude da existência de cascalhos maiores, e os mesmos se

acumularem ao redor dos comandos.

b) Aumento do arraste

Não só o problema do arraste é observado nas conexões, mas também o aparecimento

de fundo falso. Isto ocorre em virtude da pressão nos poros, superior à hidrostática,

provocar estreitamento do poço. Por muito tempo se associou tal fato ao tipo de fluido

de perfuração utilizado, mas tem-se constatado que se deve mais à alta pressão de

poros da rocha.

2. Mudança na temperatura do fluido de perfuração

Um dos fenômenos geológico associado ao aumento da pressão das formações é um

acréscimo na temperatura das mesmas. A verificação deste aumento é feita no

aumento da temperatura do fluido de perfuração que retorna na superfície.

3. Teor de gás no fluido de perfuração

O aumento da concentração de gás de manobra e conexão medidas no detetor de gás

pode ser um forte indicativo de mudança na pressão da formação.

4. Mudança das propriedades do fluido de perfuração.

Quando a pressão de poros da formação aumenta, mais cascalhos cortados e

desmoronados se "dissolvem" no fluido de perfuração alterando suas propriedades.

Quando a rocha capeadora de um domo de anidrita ou salino é perfurada, a


33

viscosidade da lama aumentará. Isto causará incremento do filtrado e no caso do sal

aumento da salinidade do mesmo. Sempre deve se analisar as mudanças nas

propriedades do fluido de perfuração.

5. Aumento da taxa de penetração

Quando são mantidos constantes todos os fatores que afetam a taxa de penetração e

ocorre um aumento consistente deste parâmetro é provável que uma zona de transição

esteja sendo perfurada. Este incremento se deve à diminuição da diferença entre a

pressão hidrostática e a pressão de poros. Pode-se detectar o surgimento de pressão

alta calculando-se o expoente de que é uma função, dentre outros, da taxa de

penetração, da rotação da broca, do peso sobre a mesma e do seu diâmetro. A fórmula

para este cálculo é:

R - taxa de penetração (pé/h)

N - rotação da broca (rpm)

W - peso sobre a broca (Ibs)

OD - diâmetro da broca (pol)

n - massa específica equivalente à pressão normal da área (Ib/gal)

m - massa específica do fluido de perfuração em uso (Ib/gal)

Os valores do expoente de calculados para zonas de folhelhos normalmente

pressurizados são lançados num gráfico cartesiano em função da profundidade para

definir uma linha reta chamada de tendência de pressão normal, observando-se um

crescimento linear do expoente com a profundidade.

Os valores calculados para o poço em andamento são plotados para comparação com

a reta de pressão normal.

Quando uma zona de transição é encontrada, os valores calculados para o de

começam a diminuir indicando o início da pressão anormalmente alta. O desvio entre o

valor calculado e o da reta de tendência numa mesma profundidade é usado na

estimativa da pressão de poros naquela profundidade.

6. Outros indicadores

Outros indicadores podem ser utilizados para determinar o aumento da pressão:

Os fornecidos por unidades de monitoramento (mud logging).


34

Medindo-se a densidade do cascalho que retoma.

Não é recomendável depender de um único indicador porque os processos geológicos

são complexos e podem ocorrer mudanças não relacionadas com a pressão.

Entretanto, variações ocorridas em certo número de indicadores, são invariavelmente

indicadores seguros de crescimento de pressão.

B - INDICADORES INDIRETOS

Dois métodos são usados na avaliação de pressão anormal: interpretação sísmica e

perfilagem.

1. Análises sísmicas

Das interpretações sísmicas vêm as primeiras indicações de possíveis pressões

anormais. Medida do tamanho da estrutura, a profundidade e espessura de uma

camada de sal etc, podem ser usados no cálculo para estimar pressões. As pressões

encontradas em espessas camadas de folhelho podem ser identificadas e medidas

com certo grau de precisão, pois à medida que a pressão cresce a velocidade da onda

sonora diminui. As medidas sísmicas baseiam-se na velocidade de ondas sonoras.

2. Perfilagem

Em áreas onde há disponibilidade de informações de outros poços, os perfis

apresentam uma das melhores fontes de informação. Mudanças nas pressões causam

mudança bem definida nos perfis.

3. Teste de formação

Informações obtidas de outros poços da área onde foram realizados testes de

formação.

5 DETECÇÃO DE KICK

A detecção de um kick é feita através de sinais detectados na superfície . Estes sinais

são relacionados como segue:

A - INDÍCIOS DE KICK - PERFURANDO

1. Aumento da taxa de penetração.

2. Aumento do fluxo no retorno.

3. Aumento do volume de lama nos tanques.

4. Aumento da velocidade da bomba e diminuição da pressão de bombeio.

5. Corte da lama por líquido ou gás.

6. Fluxo com as bombas desligadas.

1. Aumento da taxa de penetração

Trata-se de um aumento brusco da taxa de penetração (drilling break). Isto acontece

porque sendo a pressão da formação (Pp) maior que a pressão no fundo do poço


35

(BHP), existe um diferencial de pressão negativo, é como se a formação estivesse

explodindo. A descida da coluna é rápida não se conseguindo o desejado peso sobre a

broca. É considerado um indicador secundário de influxo, pois alterações na taxa de

penetração podem ser obtidas por variações do peso sobre a broca, da rotação e da

vazão e por mudança na formação cortada pela broca.

2. Aumento do fluxo no retorno

Tendo ocorrido o fluxo da formação para o poço o reflexo disto é observado pelo

excesso de vazão na calha. Quanto mais permeável for à formação mais rapidamente

isto se observa. Caso a formação seja muito fechada é provável que a existência do

kick seja constatada por outro indício. É considerado um indicador primário.

.

3. Aumento do volume de lama nos tanques

A injeção do fluido no poço feita pela formação resultará num aumento da vazão do

retorno em face do deslocamento da lama pelo fluido invasor no anular. Isto se refletirá

no aumento do nível de lama nos tanques. É dos mais positivos indicadores de kick,

considerando-se que não haja adição de lama nos tanques ativos durante a perfuração.

É um indicador primário de kick.

4. Aumento da velocidade da bomba e diminuição da pressão de

bombeio.

Inicialmente a entrada do fluido invasor no poço pode causar floculação da lama e

temporariamente um aumento da pressão de bombeio. Como a circulação é contínua

este efeito logo deixa de ser significativo. O menos denso fluido da formação torna a

hidrostática do anular mais leve que a do interior da coluna, como trata-se de um tubo

em "U" isto resulta num desbalanceio, aliviando o esforço da bomba. Outros problemas

na perfuração podem igualmente exibir este sinal, como furo na coluna e queda de

jatos da broca por esta razão é considerado um indicador secundário de kick.

5. Corte da lama por líquido ou gás

Quando o fluido mais leve da formação é injetado no poço a massa específica do fluido

de perfuração é afetada, isto é, a massa específica decresce. Diz-se então que houve

um corte. Sempre que um kick ocorre isto se verifica, no entanto, nem sempre que se

tem lama cortada por gás na superfície significa obrigatoriamente que um kick está

ocorrendo. Ocorrendo um corte de gás causado pelo gás contido nos cascalhes

gerados pode também indicar que um influxo é iminente caso as providências já

comentadas não sejam tomadas. Sempre que houver um corte de água e uma

conseqüente alteração na salinidade da lama indicam um kick de água, neste caso é

um indicador primário. Verificando-se na superfície um corte do fluido de perfuração

quer seja por gás, óleo ou água as ações positivas devem ser imediatamente tomadas.


36

6. Fluxo com as bombas desligadas

Desligando-se as bombas a BHP decresce num valor correspondente às perdas de

carga do anular. Isto facilitará ainda mais a entrada do fluido invasor no poço. O

contínuo deslocamento da lama pelo fluido da formação se refletirá na calha. O poço

fluindo com as bombas desligadas é um indicador primário de kick. Outras

possibilidades de ocorrer este sinal, sem ser um kick, seria quando a lama no interior

da coluna é consideravelmente mais pesada que no anular ou o deslocamento de um

tampão pesado na coluna.

B - INDÍCIOS DE KICK DURANTE A MANOBRA.

Considerado um indicador primário. A falta de um acompanhamento criterioso dos

volumes nas manobras já resultou na presença de um blowout.

1. Poço aceitando menos lama que o volume de aço retirado.

Na retirada da coluna o poço deve aceitar o volume de lama correspondente ao de aço

retirado. Deve haver um controle rigoroso disto na superfície o que é feito através de

um trip tank (tanque de manobra) e preenchimento de planilha. Se aceitar menos lama,

é sinal que a formação está injetando no poço. Durante um pistoneio mecânico tal fato

se verifica, o que é uma causa de kick e não indício.

2.O poço devolvendo mais lama que o volume de aço descido.

Pode acontecer do kick somente ser notado durante a descida da coluna ao fundo do

poço. Quando da descida da seção no poço, o mesmo flui em virtude do deslocamento

da lama pela tubulação. Caso esteja ocorrendo um kick o poço flui continuamente e

não só no momento da descida da seção. Constatando-se tal fato, uma das seguintes

coisas deve ter ocorrido:

1. Durante a retirada da coluna deve ter ocorrido um pistoneio.

2. Na descida pode-se ter induzido uma perda, com a conseqüente diminuição do nível

de lama no poço e isto ter provocado um influxo da formação. A chamada sobre

pressão (surge pressure).

3. O Poço não foi corretamente abastecido, provavelmente na retirada dos comandos.

Os procedimentos correios devem ser adotados para o controle do poço.

É bom ressaltar que é igualmente necessária a monitoração do volume na descida da

ferramenta, através do tanque de manobra.

C - INDÍCIOS DE KICK DURANTE UMA PERDA DE CIRCULAÇÃO.

A recuperação do nível de lama no poço após sua diminuição pode ser um indício de

kick. Por ter entrado um fluido mais leve no poço a pressão atuante na formação, em

que ocorreu a perda, pode não ser suficiente para que continue a absorver e então o

nível é recuperado. É um indicador secundário visto que pode ser apenas a devolução

da formação que absorveu em face a um trapeamento.


37

6 IMPORTÂNCIA DA RÁPIDA DETECÇÃO DE UM KICK.

Detectando-se o mais rápido possível um kick e tomando-se as providências

necessárias será muito mais fácil o seu controle por que:

Minimiza-se:

a) O tamanho do kick

b) As pressões lidas no choke

c) As perdas de tempo nas operações de controle.

Por outro lado a demora na detecção de um kick ou na tomada das providências

requeridas para o seu controle pode resultar em sérias conseqüências, tais como:

a) Transformação do kick num blowout

b) Liberação de gases venenosos na área

c) Poluição do meio ambiente

d) Incêndio

7 DISTINÇÃO ENTRE INDICADORES DE KICK E OUTRAS OCORRÊNCIAS

1. Ganho de lama nos tanques

• Causas para que isto aconteça:

a) Adições na superfície. Pode ocorrer por fabricação, tratamento ou transferência de

fluido de perfuração.

b) Fluxo da formação - neste caso um kick está ocorrendo.

2. Diminuição do nível de lama nos tanques

As causas para que isto ocorra são:

a) Controle de sólidos. A remoção dos mesmos na superfície resulta no decréscimo

do nível de lama nos tanques.

b) Descarte de lama. A retirada da lama dos tanques, para o dique ou estação.

c) Perda de circulação. Neste caso perdeu-se lama para a formação. Tratando-se de

uma perda total corre-se o risco de um kick.

3. Mudança na taxa de penetração

As razões para que haja uma variação na taxa de penetração são:

a) Aumento na taxa de penetração como função do peso sobre a broca, da formação,

da rotação da mesa e na vazão da bomba.

b) Formação de pressão elevada resulta num rápido incremento da taxa. É um indício

de kick.

c) Quando a variação na taxa se deve a uma mudança na formação isto ocorre

gradativamente.


38

III - PROCEDIMENTOS

A - INSTRUMENTOS DE DETECÇÃO DE KICK.

Os instrumentos de monitoramento detectam eletronicamente quando um kick está

acontecendo. Eles são acionados pelos indícios de kick já comentados. Para que haja

segurança na sua operação eles devem ser corretamente ajustados. Eles detectam:

1. Nível de lama nos tanques

a) Totalizador de volume

Monitora o nível de lama de um até 6 tanques, através de sensores eletrônicos. Acusa

ganho ou perda, numa variação de até 1bbl.

b) Indicador de nível de lama nos tanques

Acusa a variação de volume fora do range de ajuste, mas não indica o volume ganho

ou perdido.

2. O retorno de lama

É ativado por um sinal vindo do sensor instalado na linha de retorno (flow line) e indica,

pela movimentação da pá, a percentagem de retorno de fluxo. Não mede vazão indica

a variação na vazão de retorno. O ajuste é feito para um valor máximo e mínimo.

3. Nível de lama no tanque de manobra

O monitoramento de "enchimento" do poço fornece os meios para acompanhar o

comportamento do fluido de perfuração durante as manobras. Utiliza-se muito, em vez

de um medidor eletrônico, uma escala calibrada para cada 5 seções de drill pipes e a

cada seção de comandos, com o sistema de bóia.

4. A presença de gás sulfídrico (H2S).

A presença do gás no instrumento enegrecerá uma faixa de papel que é comparada

eletronicamente com uma faixa branca e a diferença em brilho mostrará uma diferença

de potencial, que será registrada em termos de ppm de gás. Este é um sistema

utilizado.

B - INFORMAÇÕES PRÉVIAS

São aquelas informações necessárias para um controle de kick e que devem ser

registradas rotineiramente. São elas:

1. Máxima pressão permissível no choke, baseada na pressão do último teste do BOP

e na resistência à pressão interna do revestimento.

2. Máxima pressão permissível no choke baseada na pressão de absorção da

formação mais fraca estaticamente.

3. Máxima pressão no choke em condição dinâmica

4. Pressão de bombeio máxima na circulação do kick com o gás acima da sapata


39

5. Capacidades dos tubos, comandos e espaços anulares

6. Capacidade de deslocamento e eficiência volumétrica das bombas de lama.

7. Vazão reduzida de circulação e a correspondente pressão.

8. Volume total de lama em atividade no sistema.

• Comentários sobre as informações prévias

1 - Máxima pressão permissível na superfície. Manômetro do Choke:

a) A última pressão de teste do BOP (PTBOP).

b) 80% da resistência à pressão interna do último revestimento descido

(Pmax,csg).

Pmax,csg = 0,80 x Rpi

Rpi - Resistência à pressão interna do revestimento - tabelado.

Pmax,eq = Min. (PTBOP; Pmax,csg)

Pmax,eq - pressão máxima de equipamento

c) Máxima pressão capaz de promover a absorção na formação mais fraca em

condição estática. (Pmax,st,f)

Considerando a formação mais fraca na posição da sapata, tem-se:

Pmax,st,f = Pabs - Phsap = 0,17 x abs x Dvs - 0,17 x m x Dvs

Pmax,st,t= 0,17 x Dvs x (abs - m)

Pabs - pressão de absorção na formação mais fraca (psi)

abs - massa específica equivalente de absorção (Ib/gal)

m - massa específica do fluido de perfuração utilizado (Ib/gal)

Dvs - profundidade vertical da sapata (m)

d) Pressão máxima em condição dinâmica (Pmax,dn,f)

Pmax,dn,f = Pmax,st,f - Pan.csg

Pan,csg - perda de carga no revestimento


40

Para evitar o cálculo desta perda de carga, considera-se 10% da pressão reduzida de

circulação (PRC).

Manômetro do bengala:

e) Pressão máxima de bombeio; um limite para a absorção na formação mais fraca

durante a circulação do kick (Pbmax)

Pbmax = Pmax,st,f + PRC - Pan,csg

Posteriormente, na seção VIII sobre margem de segurança, será feita uma

abordagem detalhada sobre a Pbmax.

• Comentários sobre as pressões máximas

Abordando um influxo de gás que é a situação mais crítica; duas situações precisam

ser consideradas quanto à posição do gás:

• Gás abaixo da sapata

• Gás acima da sapata

Posteriormente, na consideração dos métodos de controle, será explicada a

importância da posição do gás relacionando-a com as máximas pressões. No momento

este breve comentário será o suficiente. Pode-se resumir as pressões máximas, em

condição dinâmica, relacionadas com a posição do gás do seguinte modo:

Posição do gás

Pressão no Bengala Pressão no Choke

Mínima

Máxima

Mínima

Máxima

Gás abaixo da sapata

PIC

Pmax,dn,f

Gás acima da sapata

PÍC

Pbmax

Pmax,eq

Exemplo:

A sapata do revestimento de 9 5/9" - 43,5lb/pe - N80, está posicionada a 1920 metros.

O fluido de perfuração utilizado tem peso de 10Ib/gal. A massa específica equivalente

de absorção é 14,2 Ib/gal. A pressão reduzida de circulação, nesta profundidade, era

de 600psi. O BOP foi testado com 5.000psi.

Calcule:

a) A pressão de absorção


41

b) APmax,st,f

c) A Pmax,dn,f

d) A Pmax,eq

e) A Pbmax

Respostas:

a) Pabs = 0,17 x 14,2 x 1920 = 4635psi

b) Pmax,st,f = 0,17 x 1920 x (14,2 - 10) = 1370psi

c) Pmax,dn,f = 1370 - 0,10 x 600 = 1310psi.

d) PTBOP = 5.000psi

Pmax.csg = 0,80 x 6330psi (tabelado) = 5.064psi

Pmax, eq = Min (5.000'psi; 5064 psi) = 5.000psi

e) Pbmax = 1370 + 600-60 = 191 Opsi.

f) Capacidades

São necessárias para que se possa calcular o volume para deslocar o interior da

coluna e o espaço anular.

g) Capacidade de deslocamento e eficiência volumétrica das bombas de lama

O monitoramento do deslocamento do anular ou do interior da coluna é feito em strokes

de bomba e não em barris. Para que se tenha a quantidade correta de strokes,

correspondente a um determinado volume, em bbl; é preciso que se tenha a eficiência

volumétrica da bomba de lama. Para o cálculo da eficiência volumétrica de uma bomba

de lama é preciso que se saiba as relações necessárias, determinadas informações

sobre a bomba e a operação da mesma. As seguintes informações são importantes:

EV= QR/QT

Q R = VS/TS

QT = VB x CAPT

CAPR = CAPT x EV

CAPR = QR/VB

EV - Eficiência volumétrica.

QT- Vazão teórica.

QR - Vazão real.

CAPT - capacidade teórica

CAPR - capacidade real.

VB - velocidade da bomba.


42

VS - volume succionado

TS - tempo gasto na sucção

A capacidade teórica de uma bomba duplex ou de dupla ação é dada por:

CAPT em in3/stk

Para uma bomba triplex ou de simples ação a capacidade teórica é dada por:

Da expressão da capacidade teórica, para a bomba triplex, resulta:

CAPT = 0,0002428 x D2 x L - (bbl/stk)

CAPT = 0,0102 x D2 x L - (gal/stk)

D - diâmetro da camisa (in)

d - diâmetro da haste do pistão, só para a" bomba duplex (in)

L - comprimento do curso do pistão (in)

Exemplo:

Qual a capacidade teórica de uma bomba de lama triplex, em gal/stk, munida com

camisa de 6 ½ x 12"?

Resposta:

CAPT = 0,0102 x (6 1/2)2 x 12" = 5,1714 gal/stk = 0,123128 bbl/stk

No teste da eficiência volumétrica, esta bomba deslocou 12bbl em 1 minuto e 25

segundos, na velocidade de 70spm. Qual a eficiência volumétrica e a capacidade real

da bomba, em bbl/stk?

Resposta:

QT = 70 x 0,123128 = 8,619bbl/min.

QR = 12bbl/1,42min = 8,445bbl/min

EV = 8,446/8,619 = 98%

CAPR = 0,98 x 0,123128 = 0,120665bbl/stk


43

h) Vazão reduzida de circulação e a correspondente pressão (PRC).

A circulação de um kick com a bomba na mesma vazão de perfuração resultaria em

pressões tão elevadas, já que se circula por uma restrição, que ultrapassariam a

pressão de trabalho da bomba; com risco de fraturamento da formação mais fraca.

Portanto, durante as operações de controle é necessário que a velocidade da bomba

seja mantida num valor reduzido. Normalmente se utilizam valores até a metade da

velocidade normal de perfuração.

As razões porque se deve circular o kick com a bomba na vazão reduzida, são:

1. Evita uma pressão de circulação excessiva

2. Reduz o esforço na bomba

3. Permite mais tempo para se aumentar o peso da lama.

4. Diminui os riscos de fraturamento na formação mais fraca.

5. Facilita o manuseio do choke ajustável para que o mesmo trabalhe em sua faixa de

abertura apropriada.

6. Trabalha em regime laminar ou tampão evitando maior contaminação do fluido de

perfuração pelo fluido invasor

7. Reduz o desgaste dos equipamentos de superfície devido à abrasividade dos sólidos

contidos no gás.

Pequenas variações na velocidade da bomba causam mudanças significativas na

pressão de bombeio. A equação para isto é:

P1 - pressão na situação 1 (conhecida)

P2 - pressão na situação 2

VB1 - velocidade da bomba na situação 1

VB2 - velocidade da bomba na situação 2.

Exemplo:

Durante a perfuração a pressão de bombeio era de 2200psi a 100spm. O sondador não

registrou a reduzida a 40spm. Qual o valor estimado desta pressão?

Resposta:


44

O fluido de perfuração foi alterado de 10 para 11lb/gal. Qual a nova PRC?

Resposta:

Apesar de ser possível se estimar o valor de uma pressão, o sondador não deve deixar

de determinar e registrar a PRC. Ela é determinada simplesmente pela redução da

velocidade da bomba para um valor pré-determinado e posterior leitura no manômetro

do bengala. Deve-se fazer o registro desta pressão para cada turno dê trabalho do

sondador, quando houver mudança na composição da coluna, nas propriedades da

lama, quando houver troca de jatos ou quando se perfuram mais de 200 metros.

C - FLOW CHECK

Faz-se o flow check (cheque do fluxo) quando se precisa determinar a existência de

alguma anormalidade. Este cheque pode ser feito durante a perfuração e numa

operação de manobra.

1 - Quando perfurando

Perfurando normalmente o volume de fluido que retorna numa unidade de tempo é

menor que a vazão da bomba, isto porque têm-se uma taxa de perda de fluido para

enchimento do poço que é uma função da geração de cascalho.

Esta perda é natural e em face da mesma o Técnico de Fluido sabe quando deve

preparar mais fluido para manter o nível dos tanques de lama de modo a evitar uma

entrada de ar na bomba. A vazão total na calha é a vazão da bomba, pois, o que se

perde de fluido para enchimento do poço, ganha-se de cascalho. Para um observador

nas peneiras interessa esta vazão total. Quando se observa o fluxo no retorno e

determina-se sua anormalidade ou normalidade; está se fazendo um flow check. O

flow check com a(s) bomba(s) ligada(s) não é confiável, visto que pequenas

anormalidades não são determinadas.

Quando se constata uma variação na vazão de retorno, desde que o sondador não

tenha alterado a velocidade da bomba, algo anormal aconteceu. Se estiver ocorrendo

uma perda parcial de circulação e a mesma não for muito acentuada sua verificação só

ocorrerá com o abaixamento do nível de lama nos tanques além do esperado. Quando

o retorno é nulo trata-se de uma perda total, o que é uma causa de kick.

Quando ocorre um aumento é um indício de que um kick ocorreu; conseqüentemente

o nível de fluido nos tanques sobe.


45

Quando ocorre a perda de ECD, devido o desligamento da bomba, pode ser o

suficiente para a ocorrência de um kick se a BHP, em circulação, estiver

margeando a pressão da formação, Pp. Caso o kick já tenha ocorrido à perda de ECD

facilita a entrada de fluido invasor no poço.

O flow check confiável é o feito com as bombas desligadas. Neste caso a perfuração

tem que ser interrompida. Se o poço estiver fluindo é um indício de kick e o poço deve

ser fechado sem perda de tempo.

2 - Quando manobrando

a) O poço está hidrostaticamente balanceado sem (ECD)

A ausência de fluxo, antes de iniciar a manobra, é indicativo de que o poço está

estaticamente balanceado. Neste caso, o desligamento da bomba ou bombas, não

resultou numa (BHP) inferior à pressão de poros. Isto, porém, não é um indicador

absoluto de que a ameaça de um kick não é iminente. Caso a (BHP) seja igual à

pressão da formação (BHP = Pp), não haverá fluxo, entretanto, um pequeno pistoneio

será o suficiente para provocá-lo.

b) Controle do volume de abastecimento

A ausência de fluxo também não é tida como indicador absoluto quando se analisa sob

outro aspecto. Durante o início da retirada da coluna, poderá não se ter fluxo nenhum,

mas um kick já pode ter ocorrido. O controle rigoroso do volume de abastecimento é

que constatará a existência do mesmo. As providências imediatas devem ser tomadas,

independentes da presença de fluxo. A grande vantagem disto é que pode-se controlar

o kick enquanto o ganho ainda é pequeno. É evidente que se os procedimentos

corretos não forem adotados; o fluxo surgirá e com o risco de descontrole. O controle

do volume de abastecimento, que é o indicador principal, deve ser feito através de um

tanque de manobra e do preenchimento de uma planilha.

D) COMPORTAMENTO DO FLUIDO INVASOR

1. Mantendo o poço aberto.

Quando o kick é de gás, devido à propriedade de expansão do mesmo e à grande

diferença entre as massas específicas do gás e do fluído de perfuração; o controle

torna-se mais difícil em relação a um kick de água ou óleo. Caso o poço seja mantido

aberto, após uma invasão de gás; a pressão sobre a bolha vai reduzindo e

conseqüentemente aumenta a expansão do mesmo à medida que se aproxima da

superfície. A expansão do gás. pode ser avaliada pela lei dos gases reais como mostra

a seguinte equação:

PV = Z n R T


46

Considerando o mesmo número de moles contidos no volume de gás, nas situações 1

e 2, tem-se que:

P - pressão absoluta

T - temperatura absoluta

V - volume do gás

Z - fator de compressibilidade

R - constante universal dos gases

N - número de moles contidos no volume de gás.

Os valores de Z podem ser determinados através de ábacos em função das pressões e

temperaturas reduzidas do gás ou de maneira aproximada, para determinado gás,

através da temperatura e pressão no ponto em estudo. Considerando um gás ideal,

(Z=1); um processo isotérmico (T1 = T2), a equação será reduzida à seguinte

expressão:

Exemplo:

Calcule o volume de 1bbl de gás ao chegar na superfície, sabendo-se que o mesmo

invadiu o poço com uma pressão de 5400psi a uma profundidade de 3000 metros e o

poço foi deixado aberto. Considerar um processo isotérmico e um gás ideal.

Resposta:

Para se determinar a ordem de grandeza da expansão, tem-se:

Z1 = Z2 = 1 e T1 = T2

P1 x V1 = P2 x V2

P1=5400psi + 14,7psi 5415psi.

V1 =1bbl

P2 = 15psi

V2 = ?

V2-361bbL

Este 1bbi chegará na superfície na ordem de 361 bbl. Isto significa a presença de um

blowout, em face de uma queda grandiosa da hidrostática. Supondo agora que logo


47

que houve a invasão o poço foi fechado com o ganho de um 1bbl e permaneceu

fechado.

2. O poço é mantido fechado.

Neste caso não é permitida a expansão do gás, mas o mesmo migrará pelo efeito da

segregação gravitacional. Estudos têm mostrado que a velocidade de migração da

bolha está na ordem de 200 a 300 metros por hora. Conforme a equação acima, não

havendo variação na massa de gás e no volume, a pressão da bolha é mantida. O gás

sobe com a pressão de poros da formação, o que causa um aumento de pressão em

todos os pontos do poço. A pressão na formação mais fraca pode atingir níveis

superiores à sua resistência a fratura ou na superfície à pressão de trabalho do

equipamento de segurança.

Exemplo:

Como exemplo é mostrado à mesma situação anterior, agora o poço mantido fechado,

Fig.14.


48

A lama utilizada tem massa específica de 10lb/gal, mas na situação n° 1 a massa

específica equivalente na sapata do revestimento é de 10,8lb/gal. Quando o gás atinge

a sapata este valor já sobe para 14,1lb/gal, alcançando 24,1lb/gal quando o gás chega

na superfície com a pressão da formação de 5400psi. Dificilmente as formações

expostas resistiriam tão elevadas pressões.

Do exposto a conclusão é óbvia: ocorrendo um kick o poço não pode ser deixado

aberto e nem deixado indefinidamente fechado. Terá que ser aberto pelo choke; com

isto permite-se que o gás chegue na superfície com expansão controlada. Seguindo-se

os procedimentos corretos, não haverá um blowout e nem fraturamento na formação

mais fraca durante a condução do gás à superfície. Os métodos de controle tratam dos

procedimentos corretos envolvidos.

E - FECHAMENTO DO POÇO

Após se observar um indício de kick deve-se fechar o poço de uma maneira rápida e

eficiente de modo a minimizar o fluxo. As recomendações contidas no API RP 59,

mencionam dois procedimentos de fechamento: o soft e o hard.

1. Procedimento Soft de fechamento de poço.

Para se adotar este procedimento, um choke ajustável é deixado permanentemente

aberto. As válvulas da linha do choke e as do ramo do choke manifold que passa por

este choke ajustável são deixadas abertas exceto uma das duas válvulas próxima ao

BOP, a que fica mais afastada do mesmo. No fechamento do poço:

i) A válvula da linha do choke é aberta

j) O BOP é fechado

k) O choke é fechado para leitura das pressões.

Este procedimento permite que o choke seja fechado de modo a se monitorar as

pressões no mesmo. Isto é especialmente importante se a pressão de absorção na

superfície; Pmax,st,f correr o risco de ser atingida, logo inicialmente.

2. Procedimento Hard de fechamento de poço.

Neste procedimento os chokes ajustáveis permanecem fechado. Uma válvula da linha

do choke permanece aberta e a outra fechada, conforme explicado no procedimento

Soft. As válvulas do ramo do choke manifold, que passa por este choke ajustável, são

deixadas abertas. O poço é fechado logo após o desligamento da bomba.

Se a pressão no revestimento não puder ser lida na cabeça do poço, a válvula da linha

do choke deve ser aberta para que a leitura seja feita no choke manifold, o que

geralmente acontece. Este procedimento permite que o poço seja fechado no menor

tempo possível, minimizando a quantidade adicional de influxo para o poço.


49

3. Procedimento Soft de fechamento versus Hard.

O procedimento Soft permite o monitoramento das pressões e um controle mais

sensível da pressão no choke em relação ao Hard. Se a pressão inicial de fechamento

é provável exceder a máxima pressão permissível no anular, o procedimento Soft

permite adotar-se um procedimento alternativo antes da Pmax,st,f ser atingida no

choke. Numa situação assim este procedimento tem uma grande vantagem em relação

ao Hard. Uma grande desvantagem, no entanto, é que o tempo adicional envolvido na

abertura da válvula da linha do choke e o fechamento do mesmo permitirão um

adicional influxo para o poço. Isto resultará em um kick maior e potencialmente numa

maior pressão no choke, enquanto circulando o kick, do que se tivesse sido adotado o

procedimento Hard.

4, Fechamento Soft conforme a operação. Perfurando:

a) Parar a mesa rotativa

b) Elevar a coluna na posição correta

c) Parar a bomba

d) Abrir a válvula da linha do choke, manual ou HCR

e) Fechar o BOP anular

f) Fechar o choke ajustável vagarosamente, atentando para a máxima pressão

permissível.

g) Registrar as pressões no bengala e choke de minuto em minuto determinando a

SIDPP e SICP.

Manobrando tubos de perfuração:

a) Posicionar o tool joint na mesa rotativa de modo a permitir a conexão da válvula de

segurança (kelly cock).

b) Abrir a válvula da linha do choke

c) Instalar a válvula de segurança da coluna (kelly cock)

d) Retirar as cunhas e posicionar o corpo do tubo corretamente nos preventores

e) Fechar a kelly cock

f) Fechar o BOP anular

g) Fechar o choke ajustável vagarosamente atentando para a máxima pressão

permissível.

h) Registrar as pressões no bengala e choke de minuto em minuto determinando a

SIDPP e SICP.

Manobrando comandos:

Proceder como descrito no item anterior, instalando a válvula de segurança da coluna

no comando. Deve-se ter os subs de redução que permita a colocação da válvula de


50

segurança de coluna em qualquer comando. O comando deve ser ancorado de

maneira a evitar o seu possível movimento ascendente.

Sem coluna no poço:

a) Abrir a válvula da linha do choke

b) Fechar a gaveta cega ou cega cisalhante

c) Fechar o choke ajustável vagarosamente atentando para a máxima pressão

permissível

d) Registrar as pressões no bengala e "choke de minuto em minuto determinando a

SIDPP e SICP

Descendo revestimento:

a) Posicionar a conexão do revestimento próximo à mesa.


c) Fechar o BOP anular no revestimento

d) Fechar o choke ajustável vagarosamente atentando para a máxima pressão

permissível

e) Registrar as pressões no bengala e choke de minuto em minuto determinando a

SIDPP e SICP

f) Completar o revestimento com lama

g) Conectar a cabeça de circulação no revestimento

Obs, Considerando que na coluna de revestimento deve ter um elemento flutuante ou

diferencial e que a pressão de fechamento do BOP anular foi ajustada, conforme a

recomendação do fabricante.

Enquanto cimentando:

a) Posicionar o revestimento corretamente

b) Parar a bomba

c) Abrir a válvula da linha do choke

d) Fechar o BOP anular no revestimento

e) Ler e registrar a pressão

Em perfilagem ou canhoneio:

a) Abrir a válvula da linha do choke

b) Fechar o preventor de cabo

c) Fechar o choke ajustável vagarosamente

d) Ler e registrar a pressão após a estabilização


51

Obs. Considerando a utilização de um tubo extensor "Riser" de 7" 5. Procedimentos

de fechamento Hard conforme as operações. Perfurando:

a) Parar a mesa rotativa

b) Elevar a coluna na posição correia

c) Parar a bomba

d) Abrir a válvula da linha do choke (HCR)

e) Fechar o preventor anular

f) Registrar as pressões no bengala e choke de minuto em minuto determinando a

SIDPP e SICP

Manobrando tubos de perfuração:

a) Posicionar o conector na mesa rotativa de modo a permitir a conexão da válvula de

segurança da coluna.

b) Instalar a válvula de segurança da coluna (kelly cock)

c) Retirar as cunhas e posicionar o corpo do tubo nos preventores de gavetas.

d) Fechar a kelly cock

e) Fechar o BOP anular

f) Abrir a válvula da linha do choke

g) Registrar as pressões no bengala e choke de minuto em minuto determinando a

SIDPP e SICP.

Manobrando comandos:

Proceder como descrito no item anterior. A válvula de coluna será posicionada no

comando e o mesmo deve ser ancorado. As mesmas considerações feitas para o

procedimento Soft, são igualmente aplicáveis.

Sem coluna no poço:

a) Fechar a gaveta cega ou cega cisalhante


c) Monitorar e registrar as pressões

d) Após se estabilizarem.

Descendo revestimento:

a) Posicionar a conexão do revestimento próximo à mesa.

b) Fechar o BOP anular no revestimento

c) Abrir a válvula da linha do choke


52

d) Registrar as pressões no bengala e choke de minuto em minuto determinando a

SIDPP e SICP

e) Completar o revestimento com lama

f) Conectar a cabeça de circulação no revestimento

Enquanto cimentando:

a) Posicionar o revestimento corretamente

b) Parar a bomba

c) Fechar o BOP anular no revestimento

d) Ler e registrar a pressão

Em perfilagem ou canhoneio:

a) Fechar o preventor de cabo


c) Registrar as pressões no bengala e choke de minuto em minuto determinando a

SIDPP e SICP

As observações para a situação soft são igualmente aplicáveis.

6. Verificação do fechamento

Após o fechamento verificar a estanqueidade nas localizações de possível fluxo:

Anular:

a) Através do preventor

b) Na flow line

Na coluna de perfuração:

a) Válvula de alívio da bomba

b) Manifold do tubo bengala

Na cabeça do poço:

a) Válvulas no revestimento

b) No antepoço

No choke manifold:

a) No choke ajustável

b) Nos ramos do choke manifold


53

F - MONITORAMENTO DO POÇO APÓS O FECHAMENTO

1. Registro

a) Tempo do fechamento

b) As pressões de fechamento bengala e choke

Deve-se ter o registro do tempo desde o fechamento à estabilização das pressões.

Deve-se anotar, numa planilha, as pressões no momento do fechamento e a intervalos

regulares. Com isto tem-se o desenvolvimento das pressões no bengala e no choke.

Quando o diferencial entre o valor atual e o anterior se mantiver constante, as pressões

estabilizadas no bengala e choke são os imediatamente anterior. Estes valores

estabilizados são:

No bengala: SIDPP

No choke: SICP

c) Volume ganho nos tanques

É muito importante que se tenha, como instrumento de controle, o totalizador de

volume. Este registra o ganho ou perda de determinado volume. Caso contrário tem-se

apenas uma estimativa do volume ganho pela cubagem dos tanques.

Os registros acima, nominados de parâmetros do fechamento, são muito importantes

visto que serão utilizados no controle do poço.

2. Sangria de poços fechados

Havendo pressões trapeadas os cálculos para amortecimento do poço, não refletirão a

realidade.

Em virtude de se encontrar uma massa específica equivalente de amortecimento

incorreta, isto resultará em tempo perdido e aumento dos gastos no adicionamento de

material adensante. É necessárias a determinação das verdadeiras pressões de

fechamento, SIDPP e SICP. O processo envolve dar sangria no poço, após a obtenção

das pressões estabilizadas, com isto se determina se seus valores estão correios ou

não. Os seguintes passos são necessários:

A drenagem deve ser feita pelo anular. As razões para isto são:

a) O choke, por onde se dá a sangria, localiza-se nesta saída. *

b) Isto evita a contaminação da lama no interior da coluna. \

c) Evita a possibilidade de entupimento dos jatos da broca.

Deve se usar a pressão no bengala como um guia visto que é um indicador direto na

superfície da pressão de poros.

Procedimento:


54

• Drenar pequena quantidade (1/4 a 1/2 bbl) de lama em determinado tempo. Fechar

o choke após a drenagem e observar a pressão no bengala.

• Continuar alternando a drenagem e observar que a pressão no bengala continua a

decrescer. Quando a pressão no bengala cessar de cair, parar a drenagem, fechar o

choke e registrar as verdadeiras pressões de fechamento no bengala e no choke.

Exemplo: Um kick ocorreu e o poço foi fechado. A pressão lida no bengala foi 525psi e

no choke 760psi. Foi feito um cheque da pressão trapeada pela drenagem de pequena

quantidade de fluido, registrando-se a resultante pressão de fechamento. Os resultados

foram:

N°da

drenagem

Volume (bbl)

Pressão no bengala

(psi)

Pressão nohoke

(psi)

0 - 525 760

1 1/2 510 745

2 1/2 500 735

3 1/2 490 725

4 1/2 480 715

5 1/2 475 710

6 1/2 475 710

7 1/2 475 715

Neste caso:

SIDPP = 475psi

SICP =715psi

Como visto o manuseio correio do choke para alívio da pressão trapeada não causará

um novo kick, pois não há perda de pressão atuante na formação portadora suficiente

para provocar um kick.

Quando o gás migra num poço fechado não há alteração de volume,conseqüentemente

a sua pressão não altera. Como já visto; a pressão na superfície e em todos os pontos

do poço aumenta, pois, não existe alteração da hidrostática do poço.

A expansão do gás provoca um aumento da pressão na superfície, mas não

necessariamente no fundo, visto que nesta ocorrência acontece uma conseqüente

perda de hidrostática. Quando, porém, a pressão no choke cresce alem do que se

espera, num processo em que esteja havendo a expansão do gás, isto resultará num

crescimento da pressão de fundo.


55

Considerando o mesmo volume para um kick de líquido ou gás, pode-se citar, pelo

menos, duas conseqüências na pressão do choke:

Quando o kick é de líquido, a pressão de fechamento no choke é menor devido à

maior proximidade do valor da massa específica do fluido invasor para. a do fluido

de perfuração. Durante a circulação do kick a pressão no choke se mantém.

Durante a circulação de um kick de gás, as pressões no choke serão maiores devido

à expansão do gás.

3. Determinação da pressão no D.P quando utilizando uma float valve.

Quando se utiliza uma float valve de flapper cego na coluna e um kick ocorre tem-se

leitura nula de pressão no interior da coluna, isto, porém, não significa que a SIDPP

seja zero, apenas não se consegue lê-la. É necessária a determinação desta pressão,

pois dela depende o cálculo da massa específica do fluido de amortecimento do poço.

Existem duas maneiras de se determinar esta pressão:

Iniciando a circulação do kick;

Coloca-se a bomba com baixa vazão, quando acusar alteração de leitura no

manômetro do choke, abrir o mesmo de modo que a pressão no choke seja mantida à

medida que se ajusta a bomba para a vazão reduzida. Quando a bomba atingir a vazão

reduzida e a pressão no choke estiver mantida, pode-se calcular a SIDPP em função

da pressão reduzida (PRC) e da pressão de bombeio, nominada PIC. Neste caso a

PRC deve ser conhecida. Então a SIDPP será:

SIDPP = PIC- PRC

Sem iniciar a circulação do kick:

a) Com o choke fechado ligar a bomba e encher todas as linhas de superfície.

b) Cuidadosamente aumente o torque da bomba até que a mesma inicie o movimento

do fluido através da coluna.

c) A pressão continuará a subir, ocorrerá um pico e em seguida uma queda da mesma,

sinal de que a float valve abriu. Esta última pressão registrada é a SIDPP, ponto 3, Fig.

15.

Após a abertura da válvula a bomba deve ser automaticamente interrompida, caso

contrário corre-se o risco de fraturamento na formação mais fraca. O comportamento

da pressão na superfície é mostrado no gráfico da Fig. 15.

Neste procedimento observa-se variação no manômetro do choke, mas o mesmo não é

aberto. Quando se adota o primeiro procedimento, passa-se obrigatoriamente por este.


56

Nota-se que a pressão fica constante por algum instante e volta a crescer. Este é o

valor de pressão que somado com a hidrostática da coluna é igual à pressão atuando

no fundo do poço que é a pressão da formação, Fig. 15.

No momento que abre a válvula, a pressão da bomba somada com a hidrostática da

coluna, é igual à pressão de poros. A equação é:

P3 + Phc = Pp P3 + Phc = SIDPP + Phc

Então:

SIDPP = P3

P3 - pressão lida na bomba no momento da abertura da float valve

4. Kick de gás, óleo ou água resulta em diferentes pressões no choke.

Isto acontece em virtude da diferença de massa específica destes fluidos. Quanto

menor for à massa específica do fluido invasor, para um mesmo volume, maior será a

pressão no choke, SICP. Se o fluido invasor for o gás, tem-se a maior SICP dentre os

mencionados acima.


57

A SIDPP independe do fluido invasor e do volume do mesmo. Partindo da definição da

SIDPP, esta pressão é função, apenas, da massa específica do fluido de perfuração e

da pressão de poros da formação geradora do kick.

5. Situações em que a (SIDPP) excede a (SICP)

O que se espera naturalmente é que a pressão no choke exceda a pressão da coluna.

Isto porque, visto que o anular oferece menos resistência, o fluido invasor tende a ir por

este em vez de pelo interior da coluna. Quando se constata que a SIDPP é maior que a

SICP, uma das seguintes coisas aconteceu:

a) Excesso de cascalho no anular

Neste caso o deslocamento do fluido de perfuração, pelo fluido invasor, não resultou

numa pressão maior no choke devido à pressão hidrostática no anular ser maior que a

do interior da coluna, isto em razão do excesso de cascalho no anular.

b) Incorreta leitura de pressões

Isto pode acontecer quando ocorre algum problema nos manômetros, tais como falta

aferimento, (legibilidade da escala de leitura ou dano.

c) Densidade do fluido invasor maior que a do fluido de perfuração.

O que se tem no poço é um tubo em "U", como as pressões BHP e Pp são iguais e a

hidrostática do anular é maior que a do interior da coluna, é evidente que a pressão no

choke será menor que a da coluna. Isto ocorre, por exemplo, quando se perfura com

fluido de perfuração aerado e tem-se um kick de água ou óleo.

d) O fluido invasor entrou na coluna

Caso o fluido invasor, de densidade menor que a do fluido de perfuração, tenha

penetrado no interior da coluna, a SIDPP será maior que a SICP.

e) Um bloqueio no espaço anular

A depender do bloqueio, é possível que a pressão no choke seja zero, tendo-se apenas

leitura de pressão na coluna. Isto é muito comum quando ocorre um kick de gás

provocado por um pistoneio mecânico.

6. Máxima pressão de segurança no choke

Quando a pressão no choke aproxima-se de um valor máximo permissível, deve-se

abrir o choke para que a mesma não seja atingida ou se for o caso transferir o fluxo

para a linha plena ou de alívio do choke manifold, quando já não for possível o recurso

normal de controle.

Durante a migração da bolha, para que se mantenha a BHP constante, é necessário

que seja dada drenagem de lama, através do choke, para que o ganho de pressão na


58

superfície seja compensado com respectiva perda de hidrostática, isto será

considerado nos procedimentos do método volumétrico.

7. Pressões entre colunas de revestimento

A ocorrência deste fato se dá por duas razões:

a) Vazamento entre as duas colunas, que pode ser furo ao longo da coluna de

revestimento, inclusive na região do cabeçal.

b) Incorreto isolamento entre as colunas de revestimentos.

Isto resultará em trapeamento de pressão que pode causar acidentes em pessoas,

dificuldades para se adotar os procedimentos de controle de um determinado método e

até mesmo provocar fratura na sapata do primeiro revestimento. A constatação de que

isto está acontecendo pode ser feita pela leitura de pressão, colocando-se um

manômetro na kero teste.

G - NA OCORRÊNCIA DE UMA PERDA TOTAL DE CIRCULAÇÃO.

Se a perda ocorre durante a perfuração à pressão no poço é reduzida pelo decréscimo

da hidrostática. Isto pode resultar em um kick. As seguintes medidas devem ser

tomadas:

1. Encher o anular com o fluido de perfuração em uso.

2. Notificar imediatamente as pessoas de direito.

3. Usar produtos contra perda de circulação.

4. Eliminar o excesso de pressão no poço (overbalance).

Os procedimentos incorretos durante um controle de kick poderá conduzir a uma perda

de circulação. Sempre que ocorrer uma perda, em qualquer operação, a mesma

precisa primeiramente ser debelada.

H - MANOBRANDO

Durante as operações de manobra, o poço precisa ser mantido abastecido para evitar

que um kick ocorra.

1. Procedimentos para manter o poço cheio.

a) Usando a bomba da sonda

Este não é um método de abastecimento confiável, visto que, por falha humana, pode-

se deixar de ligar a bomba nas ocasiões necessárias, alem do que, este meio de

abastecimento dificilmente fornece um controle quantitativo do abastecimento e sim

qualitativo. Isto resulta em se adiar a detecção de um kick.

b) Usando o tanque de manobra de abastecimento não contínuo

O uso deste tipo de tanque de manobra para abastecer o poço, após a retirada de

determinada quantidade de seções, permite um controle quantitativo do abastecimento,


59

porém é muito trabalhoso e pode resultar também em esquecimento. Este tipo de

tanque de manobra está em desuso.

c) Usando um tanque de manobra de enchimento contínuo.

Este é o meio correto e eficiente de abastecimento. Uma bomba, succionando do

tanque de manobra, permanece ligada durante a retirada da coluna. O poço

permanece cheio e o volume cedido ao mesmo é controlado pelo sondador, através de

uma escala.

2. Métodos de medir e registrar volumes de abastecimento.

Se o abastecimento é feito pela bomba, o método é controlar a quantidade de strokes,

para um volume determinado de enchimento do poço. Caso esteja se utilizando o

tanque de manobra, o controle deste volume pode também ser feito por um medidor

eletrônico, além de por escala como já mencionado. Para um melhor controle deve

haver um registro do volume de abastecimento.

3. Cálculo do abastecimento nas manobras molhadas

Quando ocorre um entupimento na coluna ou o tampão de manobra não funciona, na

retirada à coluna vem cheia. Neste caso a manobra é incômoda e de maior risco de

acidente. Para evitar que os plataformistas sejam atingidos pelo fluxo do fluido de

perfuração do interior da coluna, costuma-se utilizar o baú. Caso haja aproveitamento

deste retorno, o volume do sistema não altera. Não retornando, poderá ser necessário

repor o volume perdido. O abastecimento deve ser recalculado, levando-se em

consideração que o deslocamento é total, isto é, o volume do interior da coluna somado

ao deslocamento do aço.

4. Cálculo do abastecimento nas manobras secas

Neste caso o deslocamento é apenas o do aço retirado, visto que a lama no interior da

coluna escoa para dentro do poço. Deve-se estar atento para qualquer diferença entre

o volume calculado e o realmente cedido ao poço. Com isto se determina qualquer

anormalidade.

5. Tampão de manobra

Devido à massa específica equivalente do fluido no anular ser maior que a do interior

da coluna, haverá retorno pela coluna se o tampão pesado não balancear

corretamente. Usa-se o tampão na faixa de 1Ib/gal acima da massa específica do fluido

de perfuração em uso.

O volume do tampão a ser utilizado é conforme a profundidade da coluna; 30bbl é

geralmente utilizado desde que a coluna seja capaz de suportá-lo sem que o mesmo

passe para o anular.


60

l - TREINAMENTO DE CONTROLE DE POÇOS

Para que se tenha êxito em se adotar os procedimentos corretos num controle de kick,

é necessário que a equipe seja treinada. Portanto, os seguintes treinamentos são

indispensáveis:

1.Treinamento durante a perfuração.

Deve haver treinamento no sentido de se detectar anormalidades no nível de lama nos

tanques e quanto ao retorno de lama nas peneiras. Fazer treinamento de fechamento

de poço durante esta operação; ressaltando os passos corretos para isto.

2.Treinamento durante a manobra

Deve-se fazer treinamento de fechamento; posicionando a caixa do tubo próximo à

mesa rotativa para colocação da válvula de segurança da coluna. Na ocorrência de um

kick manobrando, os operadores, devido o treinamento, tomarão as ações correias.

3. Evacuação de pessoal da sonda

A este aspecto do plano de contingência da unidade de perfuração, deve se dar

atenção, para que os membros da equipe estejam conscientes sobre o que fazer em

situações, quando isto se fizer necessário.

4.Treinamento com Diverter

Quando aplicável deve-se fazer treinamento com a equipe. A equipe deve entender

corretamente quando se faz necessário o uso do Diverter. Os riscos envolvidos com a

possibilidade da presença do gás raso (shallow gás) devem ser claramente abordados

com o pessoal de operação.

J - COMPETÊNCIA DA FORMAÇÃO

É preciso que, no decorrer das operações normais de perfuração, se saiba qual é a

integridade da formação mais fraca. Para isto realiza-se o teste de absorção (leak off-

test). Com isto se pode calcular qual a máxima pressão permissível no choke.

Este teste permite se determinar tanto a pressão em que se inicia a absorção de fluido

de perfuração como a pressão em que a formação não resiste e rompe

mecanicamente.

1. Teste de integridade da formação mais fraca

Neste caso a absorção não necessariamente é atingida. De antemão já se sabe até

que pressão se deve atingir na superfície para que se tenha uma massa específica

equivalente na formação mais fraca, pré-estabelecida. Atingindo-se este objetivo pára-

se o teste.


61

2. Teste de integridade na formação mais fraca (Leak-off-test)

Neste caso determina-se o ponto limite de absorção na formação mais fraca. Com isto

obtém-se a densidade de lama equivalente, máxima, que a formação suporta e

também se checa, em condição mais severa, o isolamento do revestimento.

3. Interpretação dos resultados do teste

Quando a resistência à absorção chega ao limite, o comportamento do processo deixa

de ser linear. Interpretando corretamente os resultados do teste, obtêm-se os dados

para definir esse limite e se atingiu a fratura.

4. Efeito da mudança na massa específica do fluido

Quando se obtém a Pmax,st,f, num teste de absorção, este valor só é válido para a

massa específica do fluido de perfuração utilizado. Qualquer alteração na mesma,

requer o cálculo imediato da nova Pmax,st,f.

5. Procedimentos para a realização do teste de absorção (Leak-off test)

1. Perfurar aproximadamente 15m abaixo da sapata; conforme recomendação do

PRODEPER (N. S014 e S004).

2. Circular para limpeza do poço e homogeneização da lama.

3. O teste deve ser feito com a unidade de cimentação, utilizando-se

manômetros de precisão que permita a leitura de pequenos valores. A broca deve

estar dentro do revestimento. Antes de conectar a linha de cimentação na superfície

circular lama através da mesma para evitar a presença de ar.

4. Sempre que possível deixar aberta a válvula de comunicação entre o revestimento

descido e o anterior.

5. Fechar o BOP e bombear fama através da coluna ou da linha de injeção com vazão

constante e igual à do teste de revestimento, ou seja, de 1/4 a 1/2 BPM.

6. Plotar simultaneamente a pressão de injeção x volume bombeado até atingir a

pressão de absorção, isto é, que a curva P x V perca a linearidade. Caso haja algum

problema de continuidade na execução do teste aliviar a pressão e recomeçá-lo.

7. Atingindo a pressão de absorção parar a bomba e aguardar cerca de 10 minutos ou

até que a pressão se estabilize, escolhendo o que ocorrer primeiro.

8. Aliviar a pressão lentamente e registrar o volume retornado comparando-o com o

bombeado. Um brusco alívio de pressão poderá provocar desmoronamento nas

paredes do poço.

9. Com a pressão de absorção na superfície (PA), calcula-se a massa específica

equivalente na sapata, considerada a formação mais fraca.


62

abs = m +PA/ (0,17 x Dvs)

abs- Massa específica equivalente de absorção na sapata (Ib/gal)

m - Massa específica da lama utilizada em (Ib/gal)

PA - Pressão de absorção na superfície (psi)

Dvs - Profundidade da formação mais fraca em metros.

10. Informar no boletim diário o resultado do teste e outros dados que forem exigidos.

Este procedimento é o mesmo para o teste de integridade da formação mais fraca,

exceto que a massa específica equivalente já é definida e com isto calcula-se PA, a

máxima pressão a ser alcançada na superfície.

O gráfico da Fig.16 mostra o resultado de um teste de absorção.

6. Determinação semi - empírica da absorção

Quando não for realizado o teste de absorção, e nenhuma recomendação for feita

sobre usar determinado valor da massa específica equivalente de absorção, da área;

pode-se estimar esse valor, através de um cálculo semi-empírico. Neste caso o estudo

feito foi para a pressão de fratura. A equação que permite encontrar esta pressão é:


63

Pfra = K (Po – Pp) + Pp

Pfra - pressão de fratura

Po - pressão de sobre carga (psi)

Pp - pressão de poros da formação (psi)

K - coeficiente de tensão na matriz

A pressão de sobrecarga gerada pela coluna litostática deve ser estabelecida para a

área em estudo, através de dados de perfis de densidade total das formações obtidas

durante a perfilagem. Quando estes dados não estão disponíveis, pode-se estimar a

Pfra, utilizando-se os gráficos da Fig.16 (a) e 16 (b).

Exemplo:

A sapata de um revestimento está assentado a 2500 metros, numa formação, cuja

pressão de poros corresponde a uma massa específica equivalente de 9,8 Ib/gal. Qual

a pressão e o gradiente de fratura estimada desta formação?

Resposta:

Da Fig. 16 (a) determina-se que para uma profundidade de 2500 metros, a massa

específica equivalente a pressão de sobrecarga é aproximadamente 18,2 Ib / gal e da

Fig. 16 (b), o K = 0,775lb/gal.

Po = 0,17 x 18,2 x 2.500 = 7.773psi


64

Pp = 0,17 x 9,8 x 2.500 = 4.165psi.

Pfra = 0,775 x (7773-4165) + 4165 = 6961,2psi.

Gfra = 6.961,2psi/2.500m = 2,78psi/m

Observa-se que é um valor elevado; é uma estimativa, pode não refletir a realidade.

L - OPERAÇÕES DE STRIPPING

Quando o kick ocorre com a coluna fora do fundo, não se pode controlá-lo aplicando os

procedimentos como se a broca estivesse no fundo do poço. Também não é

necessário voltar com a coluna ao fundo. O kick pode ser controlado aplicando-se o

método volumétrico, estático ou dinâmico, até o gás chegar na broca; daí aplica-se o

método do sondador. É o que se chama de método misto. Conduzir a coluna ao fundo

do poço, é apenas, mais uma opção, chamada stripping in. A depender da posição da

broca a opção pelo stripping pode não ser a melhor. O BOP anular, nesta operação,

será submetido a um trabalho muito severo; tomando-se a situação mais crítica se a

quantidade de coluna a ser descida, for grande. Ocorrerá situações que será

necessário se fazer um snubbing; o que requer equipamentos especiais, complicando

ainda mais. Em hipótese alguma a coluna pode ser descida com o BOP aberto, pois,

isto poderá resultar num blowout. Caso o stripping seja, escolhido, deve-se descer a

coluna de perfuração, fazendo a sangria do poço de modo a compensar o volume da

seção descida. Tanto o fraturamento como um influxo adicional precisa ser evitado.

Dois métodos podem ser considerados: o método volumétrico e o método das

pressões.

1.Método volumétrico

Na descida da coluna de perfuração, as pressões na superfície tendem a aumentar

devido à compressão do fluido no poço fechado. Se for permitido um crescimento

contínuo da pressão isto conduzirá à fratura da formação. Para contrabalançar o efeito

da compressão, um volume de lama, igual ao volume de tubo descido, deve ser

sangrado na superfície. Ao calcular o volume de ferro descido, deve ser lembrado que

a coluna está vazia acima do Inside BOP. Então o volume total a ser sangrado será

calculado considerando-se o deslocamento e a capacidade do tubo, visto que o fluido

do poço não tem como penetrar na coluna.

Exemplo:

Os tubos que serão descidos numa operação de stripping in, são de 4 Yz" OD e

16,6lb/pé. Então o volume a ser sangrado, na descida de uma seção, de 90 pés, será:

Resposta:

Deslocamento total = deslocamento do tubo + capacidade do tubo

Dt = 0,0208bbl/m + 0,0466bbl/m = 0,0674bbl/m


65

Para cada seção de 27,43 metros, 30 pés, o volume a ser sangrado será:

Vs/seção = 27,43 x 0,0674.= 1,848bbl

A sangria é feita pelo choke. Deve-se ter cuidado na operação do choke para evitar um

influxo adicional. O controle do volume sangrado deve ser rigoroso; existem unidades

de perfuração que estão munidas com um tanque para esta finalidade.

Tal controle, porem, pode ser feito pelo tanque de manobra.

2. Métodos das pressões

As pressões na superfície são necessárias para balancear a pressão da formação e

prevenir um influxo adicional. O método das pressões, nas operações de stripping e

snubbing emprega o mesmo conceito. No método volumétrico, os procedimentos

alternam entre o estado dinâmico e estático, enquanto que no método das pressões o

procedimento é sempre dinâmico. Este método é aplicado tanto quando retirando como

descendo a coluna de perfuração, enquanto que o método volumétrico é mais aplicável

quando descendo a coluna. A Fig.17 mostra o diagrama e os equipamentos

necessários para se empregar este método.

Procedimentos:

Dá-se partida com a bomba, usando-se o choke para controlar a pressão num valor

ligeiramente superior à pressão do poço. A saída da bomba é direcionada para o

choke manifold e tem a finalidade de suprir a pressão necessária para o controle

desejado.


66

A linha de saída do choke é ligada ao trip tank, usado como tanque de stripping,

onde está ligada a sucção da bomba. Uma pequena linha de retorno pode ser

conectada entre o bell nipple e o trip tank para retorno de alguma lama que escapa

através dos preventores durante a passagem do tool joint.

A bomba é ligada, e, usa-se o choke ajustável para criar uma perda de carga,

ligeiramente superior à pressão do poço. A válvula da linha do choke é aberta e

inicia-se o movimento de descida da coluna.

Como a pressão é maior ou igual à necessária para controlar o poço, um influxo

adicional não ocorrerá. Este método é monitorado pelo incremento do volume no

tanque de manobra de onde a bomba succiona e para onde vai o retorno do choke.

Este aumento deve ser exatamente igual ao calculado para o deslocamento total, como

mostrado no exemplo do método volumétrico.

Á migração deve ser levada em consideração quando o kick é de gás. A migração

resultará na expansão do volume de gás causando a expulsão de um volume adicional

de fluido de perfuração e uma pressão adicional toma-se necessária. Para esta

compensação, no método das pressões, a pressão no choke deve ser aumentada num

incremento de (± 50psi) quando se observar que a pressão original do choke não é

suficiente para controlar o poço. Se o método volumétrico foi o utilizado, o mesmo

incremento de pressão deve ser observado.

Quando a ferramenta penetra no influxo causa um aumento na pressão de

confinamento devido à elongação da coluna de influxo. Quando isto é notado à descida

da coluna deve continuar até a pressão se aproximar de um nível seguro ou até que a

ferramenta passe do influxo momento que o gás deve ser circulado. Efetuado o

stripping até o fundo do poço, o fluido de perfuração deve ser circulado para limpeza do

poço.

Procedimentos para a operação de stripping.

Recomendações do fabricante quanto à utilização de um BOP anular SHAFFER:

1. Fechar o BOP anular com 1500psi que é a pressão recomendada de fechamento em

operações normais.

2. Fazer os ajustes para começar a operação de stripping, reduzindo a pressão de

fechamento a um valor que permita um pequeno vazamento através do elemento de

vedação.

3. Se as condições permitirem, o stripping deve ser feito com este pequeno vazamento

para prover lubrificação e prevenir quanto à excessiva temperatura no


67

elemento de vedação. No decorrer da operação a pressão de fechamento

necessitará ser aumentada para evitar excessivo vazamento.

4. Se as condições não permitirem vazamento durante o stripping, a pressão de

fechamento deve ser ajustada para valores suficientes para manter a selagem.

5. Quando a pressão requerida de fechamento se aproximar dos 1500psi,

considerações devem ser dadas para se substituir o atual por outro preventor

para completar a operação de stripping.

OBS. Quando se utiliza o BOP anular HYDRIL a pressão inicial de fechamento

não é 1.500psi, e sim o valor recomendado por este fabricante conforme o tipo de

BOP e a ferramenta no poço.

M- GÁS RASO (Shallow gás)

1.Mecanismo

Ocorre em profundidades rasas, enquanto se perfura o poço de superfície; os riscos de

sérios acidentes são grandes. Nestas profundidades rasas, a limpeza do poço, gás nos

cascalhos, pistoneio, não abastecimento do poço e perda de circulação podem causar

um underbalanced, isto é, uma BHP < Pp e ocorrer um kick.

Em face da profundidade rasa isto dificulta a tomada rápida das providências quando

na detecção de um kick.

2. Procedimento para controlar o kick

Fechamento do Diverter:

O diverter deve ser fechado e o fluxo desviado ao mesmo tempo. Nestas formações

rasas o gradiente de fratura é pequeno; uma retenção de pressão no poço resultará

num fraturamento. O Diverter é um BOP de grande porte, posicionado no tubo

condutor, enquanto se perfura o poço de superfície. Tem a função de desviar o fluxo de

fluido proveniente do poço, através de tubulação, para um local onde não coloquem em

risco as pessoas e o equipamento da sonda.

Procedimento:

1. Suspender a coluna até que o sub de salvação da haste quadrada fique acima da

mesa rotativa.

2. Parar a bomba de lama.

3. Abrir a linha de alívio. O sistema mais adequado é que a válvula abra quando se

aciona o BOP. Caso não seja de acionamento hidráulico, o sondador deve estar

atento e a equipe treinada para que a válvula já esteja aberta na conclusão do

fechamento do diverter.


68

Em unidade com BOP submarino

O Diverter é utilizado em unidades flutuantes serve para permitir a expulsão, sob

controle, do gás do riser. Posicionado na superfície próximo à mesa rotativa.

3. Poço Piloto

Diferente do procedimento adotado para unidade com BOP de superfície, em unidades

flutuantes, quando necessário, perfura-se um poço de pequeno diâmetro com retorno

para o fundo do mar, denominado poço piloto. A finalidade deste poço, geralmente de

8 1/2" de diâmetro, é verificar a existência de gás raso e cuja profundidade deverá ser

a do assentamento do revestimento de superfície. Caso seja constatada a existência

de gás, durante a perfuração do poço piloto, a unidade deve ser deslocada.

4.Durante e após a cimentação do condutor e revestimento de superfície.

Em plataforma auto-elevatória, geralmente ocorre à perfuração e alargamento para a

descida do tubo condutor. Caso ocorra a presença de gás durante a cimentação do

condutor ou do revestimento de superfície, deve-se continuar a cimentação, com

controle, visto que o deslocamento completo da pasta de cimento deve sanar o

problema. Esta situação deve ser raríssima, visto que comparativamente, a situação

mais crítica é quando se perfura. Neste caso o kick deveria ter ocorrido durante a

perfuração. Na cimentação já se tendo tomado as providências necessárias para se

evitar tal ocorrência na cimentação.

5. Assentamento do tampão de baritina ou cimento.

Como não se tem leitura de pressão à técnica de controle envolve aumentar o peso da

lama. A preparação e o deslocamento de um tampão de baritina ou de cimento deve

ser a solução do problema.

IV - CARACTERÍSTICAS E COMPORTAMENTO DO GÁS.

A - TIPOS DE GÁS

1.Hidrocarbonetos

São compostos consistindo de carbono e hidrogênio. Os hidrocarbonetos podem existir

nas fases: gasosa, líquida ou sólida. Dependem da pressão e temperatura a que estes

compostos estão sujeitos. Os hidrocarbonetos existentes na forma gasosa, comumente

chamados de gás natural, são compostos principalmente de metano (CH4), etano

(C2H6), propano (C3H8) e butano (C4H10). Sendo o metano o principal componente. Os

hidrocarbonetos são assim classificados de acordo com a sua estrutura molecular.

Outros hidrocarbonetos, em pequena quantidade, também podem se fazer presentes.


69

2. Gases tóxicos

Os gases compostos de materiais distintos dos hidrocarbonetos são chamados

alienígenas. Podem se apresentar durante a perfuração, podendo ou não estar

relacionados a zonas de hidrocarbonetos. Os principais, dentre eles, e que são tóxicos

são:

a) Gás sulfídrico - H2S

Altamente letal e exerce ação nefasta sobre o homem e equipamentos. É um gás

incolor, tem cheiro de ovo podre detectado, apenas, em baixas concentrações. É um

gás irritante cujos maiores efeitos se fazem sentir no sistema nervoso, nos olhos e no

sistema respiratório. O tipo de envenenamento por este gás vai depender do tempo de

exposição em atmosfera contaminada, da concentração do gás e da susceptibilidade

individual. É inflamável e na queima a chama é azulada produzindo o SO2 (dióxido de

enxofre), que também é tóxico. O H2S forma uma mistura explosiva com o ar ou com o

oxigênio.

Para ilustrar, o H2S entrará em combustão quando misturado com uma concentração

de ar de 4,3 — 45%, enquanto o metano quando numa concentração de ar 5-— 15%.

Devido ser mais pesado que o ar acumula-se em locais baixos; sendo sua densidade

1,192, enquanto o ar tem densidade 1 a 60°F. Seu peso molecular é 34,08. A

concentração letal é em torno de 600 ppm. A tabela abaixo tem sido utilizada como

guia dos efeitos sobre as pessoas exposta a certas concentrações, em determinado

tempo. Os efeitos marcados com asterisco foram obtidos em experiência com cão, que

tem susceptibilidade similar ao homem.


70

TOXICIDADE DO H2S

PPM de H2S

TEMPO DE EXPOSIÇÃO

0-2 min

2-15 min

15-30 min

30 min a 1 hora

1-4 horas

4-8 horas

8-48 horas

5-100

Conjuntivite branda; Irritação no aparelho respiratório.

100-150 Tosse; Irritação dos olhos; perda do olfato.

Distúrbio na respiração; dor nos olhos; sonolência.

Irritação na garganta

Salivação e expulsão mucosa; dor aguda nos olhos; Tosse.

Incremento dos sintomas *

Hemorragia e morte *

150-200 Perda do olfato

Irritação na garganta e nos olhos

Irritação na garganta e nos olhos

Dificuldade de respiração; visão turva; luz embassada

Sérios efeitos de irritação *


250-350 Irritação dos olhos, perda do olfato.

Irritação dos olhos

Secreção dolorida de lágrimas; cansaço.

Luz embassada, catarro nasal; dificuldade de respiração.


350-450 Irritação- dos olhos, per-da do olfato.

Dificuldade de respiração; tosse; irritação dos olhos.

Aumento da irritação dos olhos e no sistema nasal; entorpecida dor na cabeça; embassa-mento

Tontura; fra-queza; aumento da irritação; morte.

Morte

500-600 Tosse; colapso e inconcíênc ia*

Distúrbio respiratório; Irritação dos olhos; colapso *

Séria irritação nos olhos; embassa-mento; alguns casos de morte

Severa dor nos olhos e cabeça; tontura; tremor final; fraqueza e morte*

600 ou maior

Colapso*; inconciên-cia; morte.

No Brasil foi estabelecido na Portaria Mtb n° 3214 de 08/06/1978 em sua NR 15 Anexo

n° 11 que para uma jornada de até 48 horas semanais a concentração tolerável é de

8ppm.


71

b) Dióxido de carbono - CO2

Este gás, que também pode ser encontrado nas rochas, tem igualmente seu efeito ruim

sobre o homem. A concentração letal é de 10.000ppm. Também é mais denso que o ar

sendo sua tendência localizar-se em partes mais baixas. Sua densidade relativa ao ar,

é 1,52.

B - EFEITO DA DENSIDADE DO GÁS

A densidade do gás natural varia com a temperatura e a pressão a que está sujeito.

Esta densidade é sempre menor que a do ar. O PRODEPER estabelece o gradiente do

gás como sendo Gg = 0,1psi/ft. A baixa densidade do gás reduz a coluna hidrostática e

tanto mais quanto for à altura do mesmo no poço. Caso o poço esteja aberto à queda

de pressão na zona portadora é fortemente incrementada, devido à expansão do gás.

Estando o poço fechado, após um influxo, as pressões na superfície subirão até que a

pressão em frente à formação portadora seja igual à pressão desta formação. Este

crescimento é resultante do aumento da massa de gás no poço. Com o valor do

volume ganho nos tanques pode-se estimar o efeito do influxo de gás na hidrostática

do poço.

C - MIGRAÇÃO DO GÁS

1. Com o poço fechado

Como já visto na seção COMPORTAMENTO DE UM FLUIDO INVASOR, o efeito disto

é drástico, visto que o gás, por não alterar o volume, não altera a pressão. A pressão

em todos os pontos do poço subirá, a depender da situação, a formação mais fraca

provavelmente não suportará.

2. Se a migração ocorre com o poço aberto

Seja qual for à situação o gás sempre migrará ou escorregará em direção a superfície.

Caso o poço esteja aberto ele tanto migrará como se expandirá. Neste caso o efeito da

migração é ofuscado peio efeito da expansão. A conseqüência disto é uma constante

redução na pressão no fundo e em qualquer ponto do poço.

3. Se a pressão no fundo é controlada

Se durante a migração do gás mantém-se a pressão de fundo constante, é necessário

que aja periodicamente uma correspondente perda de hidrostática, caso contrário não

é possível a manutenção da pressão de fundo. Este é o procedimento para o método

volumétrico.

D - EXPANSÃO DO GÁS

1. Enquanto circulando

A pressão lida no choke variará em função do volume do gás no poço. À medida que o

gás vai sendo expulso, a pressão no choke sobe como conseqüência do volume de


72

lama perdido para os tanques devido à expansão do gás. Em qualquer instante, sem

circulação, a diferença entre a pressão no choke e no bengala é igual à diferença de

hidrostática entre o interior da coluna e o anular. Quando se inicia a circulação a

pressão do gás é a pressão da formação. À medida que a bolha sobe a pressão

hidrostática sobre ela diminui e a diferença entre estas pressões causará a expansão

da mesma. A perda de hidrostática é compensada com a pressão no choke para que a

pressão de fundo BHP seja mantida, mas a pressão da bolha vai sempre diminuindo.

2.Expansão através do equipamento de superfície

Quando o gás chega no choke à pressão do mesmo é a pressão lida no choke que

logicamente é muito inferior àquela pressão que ele tinha no fundo do poço. Ao passar

pelo choke estará passando de uma zona de pressão relativamente elevada, a

montante, para uma zona de menor pressão a jusante do choke; isto resulta numa

expansão ainda maior do gás.

E - COM-PRESSIBILIDADE E COMPORTAMENTO DAS FASES.

A depender da pressão e temperatura o hidrocarboneto pode entrar no poço na fase

líquida ou gasosa. A alta temperatura e pressão o mesmo está na fase líquida e

durante este período não há expansão nem migração e pode dar a falsa impressão de

que se trata de um kick de óleo ou água. É o que acontece nos poços HPHT

(alta pressão, alta temperatura). Quando este fluido invasor é circulado, com a

constante diminuição de pressão e temperatura, o comportamento muda totalmente; o

fluido invasor passa para a fase gasosa. Caso o fluido invasor penetre na coluna,

resultará numa pressão SIDPP maior que a do choke. Quando trabalhando em

formação de alta pressão e temperatura deve-se ter ainda mais cuidado do que

normalmente se dispensa na perfuração de poços.

F - SOLUBILÍDADE NA LAMA

1. Combinação entre gás e líquido quando há solubilidade.

a) Gás sulfídrico - H2S/Água

O gás sulfídrico ocorre naturalmente em muitas formações, podendo ser encontrado

associado ao gás natural e/ou dissolvido no petróleo. É solúvel também em água e

álcool. A solubilidade deste gás na lama altera o pH fazendo com que exista o efeito

negativo da corrosão. A presença do H2S associado à umidade pode ocasionar

corrosão generalizada ou localizado na superfície metálica, formando um depósito

escuro de sulfeto de ferro.

A incorporação de H2S no fluido de perfuração decresce o pH e aumenta o teor de

sulfeto total dissolvidos.


73

Isto favorece o aumento do H2S molecular aquoso. O controle pode ser feito

controlando-se a alcalinidade, adicionando-se soda cáustica e pela adição de produtos

sequestrantes ao fluido de perfuração, tal como a esponja de magnetita. (Fe203).

b) Dióxido de carbono - CO2/Água

O dióxido de carbono também se dissolve em água, formando o ácido carbônico.

(H2CO3) A corrosão provocada pelo CO2 é menos freqüente, tendo em vista que, a

natureza alcalina dos fluidos de perfuração faz com que o gás carbônico seja

precipitado sob a forma de carbonato. O resultado destas reações e a dissolução do

carbonato de ferro no próprio ácido carbônico, é uma superfície de ferro exposta e

reativa, altamente sujeita à corrosão.

c) Gás sulfídrico - H2S/Lama base óleo

A uma temperatura igual ou acima de 104°F, o H2S é mais solúvel no óleo do que na

água. O efeito da solubilidade deste gás na lama base óleo é o rebaixamento da

alcalinidade, assim como acontece no fluido base água. Para ajustar a alcalinidade

adiciona-se cal ao fluido de perfuração. O adicionamento da esponja de magnetita é

também utilizado como sequestrante.

d) Metano na lama base óleo

A solubilidade do gás natural em óleo é alta; dificultando a detecção do kick. Assim a

detecção só é feita para um volume de fluido invasor bem superior à situação quando

se utiliza lama a base água.

e) Dióxido de carbono: CO2/lama base óleo.

A solubilidade do CO2 também rebaixa a alcalinidade. O que vai diferençar se esta

ocorrência se deve à presença do H2S ou CO2 é a presença de sulfeto na lama que é

constatada em testes. Assim como acontece na lama base água existe o efeito

extremamente negativo da corrosão. A presença de CO2 em fluidos de perfuração pode

ser constatada devido à redução do pH, aumento das propriedades reológicas,

aumento do teor em HCO3 e CO3 e presença de carbonato de ferro, magnésio ou

cálcio, sob a forma de escamas, na coluna de perfuração.

2.Gases dissolvidos na fama comportam-se como líquidos.

Quando ocorre a solubilidade de gases na lama, sob determinada pressão e

temperatura, a detecção de um kick não acontece facilmente. Isto se dá porque devido

à incorporação do gás à lama, os sinais indicadores de um kick não são facilmente

percebidos, visto que o gás passa a comportar-se como um líquido.


74

3.Gases dissolvidos saem de solução a certa profundidade durante é circulação

do kick.

À medida que o gás dissolvido é circulado ao longo do espaço anular, a pressão e

temperatura diminuem o que resulta do gás sair da solução. Isto afetará aí pressões no

interior do poço, visto que o gás passará a se expandir, expulsando lama e alterando

sensivelmente a pressão hidrostática no poço. Isto aumentará z vazão no choke, e,

conseqüentemente, as perdas de carga no mesmo. Como c procedimento de controle

tem por princípio a manutenção da BHP, torna-se necessário controlar a perda de

carga no choke.

O cuidados que se deve ter, devido à solubilidade, são considerados no item 4,

situações especiais.

V - INFORMAÇÕES SOBRE O KICK

A - DADOS NA OCORRÊNCIA

Diferente das informações prévias, as informações sobre o kick somente podem ser

registradas quando o kick ocorre, Fig.18. São elas:

1. Pressão estabilizada no choke (SICP)

2. Pressão estabilizada no bengala (SIDPP)

3. Volume de lama ganho nos tanques

4. Profundidade vertical e medida da extremidade da coluna.

Estabilização das Pressões:


75

A Fig. 18 ilustra um kick ocorrendo enquanto se perfura. No instante do fechamento e

logo após, a BHP continua menor que a Pp. Enquanto esta desigualdade existir,

continua havendo invasão de fluido da formação para o poço, mas o volume não altera.

A compressão do gás, em face do aumento da sua massa no poço, resultará num

crescimento das pressões no bengala e no choke; assim como da pressão de fundo

BHP.

Quando a BHP igualar-se à Pp, tem-se: Pb = SIDPP

Pch = SICP

Pch = SICP

Relembrando o princípio do tubo em "U", conclui-se que SICP > SIDPP, conforme a

situação acima. No instante em que ocorre a estabilização das pressões na superfície,

no fundo as pressões são:

Interior da coluna:

BHP = SIDPP + Phc

Anular:

BHP = SICP + Pha + Phg

Logo: SICP + Pha + Phg = SIDPP + Phc

SICP - SIDPP = Phc - (Pha + Phg)

SICP é maior que SIDPP no valor das diferenças de hidrostática entre o interior da

coluna e o espaço anular.

B - DETERMINAÇÃO DE OUTROS DADOS

De posse das informações sobre o kick, associadas às informações prévias, pode-se

obter outros dados importantes para o controle de kick, que são:

1. O volume do kick

2. O tipo de fluido invasor

3. O número de strokes necessários para deslocar o interior da coluna e o anular

4. A massa específica da lama nova

5. A quantidade de baritina necessário para o adensamento da lama

6. O aumento do volume de lama devido o acréscimo da baritina

7. A pressão inicial de circulação (PIC)

8. A pressão final de circulação (PFC)


76

1. Volume de lama ganho nos tanques

Este volume é igual ao do fluido invasor nas condições de fundo do poço.

2. O tipo de fluido invasor

Após o fechamento do poço e estabilização das pressões, pode-se estimar a massa

específica do fluido invasor, igualando-se a pressão de fundo pelo anular e interior da

coluna, ou seja:

SICP + Pha + Phi = SIDPP + Phc

Phi - pressão hidrostática do fluido invasor

i - massa específica do fluido invasor

m - massa específica da lama originai

Phi = (SIDPP - SICP) + Phc – Pha

Se: i < 4 Ib/gal - basicamente gás

4 lb/gal< p\ < 8,0 Ib/gal - óleo com possibilidade de gás

i > 8,0 fb/gal - óleo e água ou só água

3. Quantidade de strokes (ciclos): anular e interior da coluna

Com as capacidades obtidas da planilha de informações prévias, sabendo-se da

posição da extremidade da coluna e a capacidade real de deslocamento da bomba,

pode-se calcular quantos strokes são necessários para deslocar o interior da coluna e o

anular.

4. Massa específica da lama nova

No cálculo da massa específica da lama nova, utiliza-se o conceito de equivalência.

Após a estabilização das pressões, o ramo do tubo em "U", formado pelo interior da

coluna, é utilizado para o cálculo.

Pp = SIDPP + Phc

0,17 x nm x HC = SIDPP + 0,17 x m x hc

mn = SIDPP/ (0,17 x hc) + m


77

= m +

Este é o valor da massa específica cuja pressão hidrostática é igual à pressão de poros

da formação.

5. Cálculo da baritina para adensar a lama

A quantidade de baritina, em libras, necessária para aumentar a massa específica de 1

bbl de lama é dada por:

Obs. A massa específica da baritina: 35,8lb/gal.

1 (um) pé3 de barltina pesa 135lbs na condição de silo.

6. Volume resultante do adicionamento da baritina

Quando se adiciona a baritina à lama é evidente que haverá um acréscimo no volume.

O aumento do volume será dado por:

WTB - Massa total de baritina em libras

B =35,8lb/gal 1500lb/bbl (massa específica da baritina)

Logo: VB = WTB/ 500, sendo VB em bbl.

7. Pressão inicial de circulação (PIC)

Durante a, circulação do kick com o fluido de perfuração original, deve-se manter uma

pressão no bengala tal que a BHP seja superior à pressão de poros; neste caso um

fluxo não ocorrerá. A pressão necessária para isto chama-se, pressão inicial de

circulação (PIC). Raciocinando-se pelos dois ramos do tubo em "U" chega-se às

seguintes expressões que dão a BHP durante a circulação.

Interior da coluna:

BHP - PIC - APs -APint -APb + Ph

Anular:

BHP = Pp + APan


78

Pp = SIDPP + Ph

PRC = Ps + Pint + Pb+ Pan

Esta é a pressão reduzida de circulação quando a bomba está na vazão reduzida.

Igualando-se as equações acima, tem-se:

PIC = PRC + SIDPP

Na prática a PIC é estabelecida da seguinte maneira:

Ligar a bomba, abrindo o choke de modo à pressão no mesmo seja mantida.

Ajustar a bomba para a vazão reduzida, regulando a abertura do choke de modo que

a SICP seja mantida.

Quando a bomba atingir a vazão reduzida com a pressão no choke SICP, então a

pressão de circulação é a PIC.

Esta é a PIC real; caso seu valor diferencie do calculado, manter a pressão lida no

bengala, uma vez que esta pressão traduz a realidade do poço no momento.

8.Pressão final de circulação (PFC)

É a pressão de circulação que deve ser mantida no bengala, após a lama nova chegar

na broca, de modo a continuar uma pressão no fundo do poço ligeiramente maior que a

pressão da formação. Quando a lama nova é injetada o resultado é uma queda

constante na pressão de bombeio, cujo valor inicial era a PIC. Isto ocorre em função do

aumento da hidrostática no interior da coluna. Após a lama nova atingir a broca, a

pressão de bombeio, nominada PFC, é mantida. A pressão final der circulação é a

pressão reduzida para o novo fluido de perfuração. Logo para achá-la, basta corrigir,

para o novo fluido de perfuração, a somatória das perdas de cargas da lama original.

Tem-se:

PRC = Ps + Pint + Pb + Pan

PFC = Ps + Pint + Pb + Pan

Da equação do cálculo de hidráulica, observa-se que as perdas de cargas variam

linearmente com a massa específica do fluido. Logo para o cálculo da PFC, tem-se:

isto é verdade para todas as perdas de cargas para lama nova.


79

Como as perdas de carga no anular, para a lama nova, varia pouco em relação à lama

original, faz-se que o valor da PFC seja assumido logo que a lama nova passa da

broca, e não quando cega no choke.

VI - MÉTODOS DE CONTROLE COM A (BHP) CONSTANTE

A - OBJETIVOS DOS MÉTODOS DE CONTROLE

1 .Circular o kick para fora do poço numa maneira segura.

2. Restabelecer o controle primário do poço restaurando o balanço hidrostático.

3. Evitar kicks adicionais

4. Evitar pressões excessivas na superfície e na formação para não induzir um

underground blowout.

B - PRINCÍPIOS DOS MÉTODOS DE CONTROLE COM BHP CONSTANTE,

1. Quando o poço é fechado, o fluxo cessa quando a BHP for igual à pressão de poros

da formação.

BHP = Pp

2. O kick é circulado mantendo-se no choke uma perda de carga que resulte numa

BHP igual ou ligeiramente maior que a pressão da formação, Pp. Nunca a BHP pode

ser menor que a Pp, para que não haja um influxo adicional.

Os procedimentos adotados no controle consideram a vazão da bomba constante; com

isto, mantêm-se as perdas de carga no sistema constante. A perda de carga no anular

somada à pressão no choke e à hidrostática do anular dá uma BHP constante. Tem-se:

Com circulação:

BHP = Pch + Pha + Pan

Sem circulação:

Pp = Pch + Pha

Do exposto, conclui-se, que circulando:

BHP = Pp + Pan

Pha - Pressão hidrostática total do anular

3. A coluna deve estar na profundidade da formação geradora do kick (ou abaixo) para

que efetivamente haja o controle do kick e permita um retorno às operações

normais.


80

Quando o kick ocorre na retirada da coluna, existem duas alternativas para o controle:

O stripping in

O método volumétrico até o gás chegar na broca, e, posteriormente, aplicar o

método do sondador.

C - MÉTODOS DE CONTROLE

Os métodos de controle de poços mais conhecidos são: método do sondador, do

engenheiro e volumétrico.

Todos eles têm como princípio fundamental à manutenção da pressão de fundo, BHP,

constante e num valor ligeiramente superior à da formação. O método mais utilizado é

o do sondador, em face da simplicidade e facilidades que oferece.

1. Método do Sondador

Este método consta de duas etapas ou circulações, também conhecido como método

das duas circulações.

a) Primeira circulação

É a circulação para expulsar o fluido invasor; para isto utiliza-se apenas o fluido

original.

Procedimentos:

Entrar corretamente com a bomba para determinar a PIC

Circular o volume do anular, no mínimo. Durante a expulsão da bolha haverá

crescimento de pressão no choke. Deve-se ter cuidado para que a pressão não

atinja a Pmax,st,f, até que o fluido invasor alcance a formação mais fraca, para

evitar fraturamento da mesma. Após o fluido invasor ultrapassar a formação mais

fraca a pressão nesta permanece constante, desde que a PIC esteja mantida. Não

fraturará desde que a pressão de bombeio não atinja a Pbmax. Neste caso a

pressão no choke continuará subindo, mas estará limitada pela Pmax.eq.

Quando o gás chega na superfície a "pressão no choke atinge o maior valor

possível. Em todo instante a BHP deve ser mantida. Na chegada do gás no choke,

o mesmo deve ter a abertura reduzida, para que a pressão de bombeio não caia o

suficiente para gerar um kick adicional.

Tendo em vista que um dos pontos críticos é quando o gás chega no choke, é

correio que se esteja com uma pressão de bombeio superior à PÍC, porém limitada


81

pela Pbmax. Na passagem do gás peio choke, esta pressão cairá, mas não a ponto

de gerar um novo kick. A pressão de bombeio pode ser aumentada, ajustando-se o

choke, logo que o gás passe da sapata. Não se deve alterar a velocidade da

bomba.

Uma vez concluída a circulação do anular, estando o poço já limpo do fluido

invasor, três alternativas podem ser adotadas:

- Desajustar a bomba e fechar o choke ajustável simultaneamente, as pressões no

bengala e choke devem ser iguais.

Pb = Pch = SIDPP

- Continuar circulando com a lama original

- Iniciar a injeção da lama nova no interior da coluna, se a mesma estiver pronta.

Caso a opção seja parar a circulação e o valor lido, no choke e bengala, seja maior que

a original SIDPP é porque houve trapeamento de pressão no fechamento. Dando-se

descarga no choke observa-se que as duas pressões cairão para a SIDPP.

b) Segunda circulação

Estando o poço já limpo do fluido invasor, inicia-se a segunda circulação que é o

enchimento do poço com o novo fluido de perfuração.

Procedimentos:

Iniciar a injeção da lama nova abrindo o choke ajustável; mantendo no choke uma

perda de carga igual a SIDPP, enquanto a bomba é ajustada para a vazão

reduzida.

Bombear um volume de lama nova igual ao do interior da coluna, mantendo a

SIDPP no choke e observar a queda da pressão no bengala, da PIC para PFC. A

PFC será alcançada quando a lama nova passar pelos jatos da broca.

Enquanto a lama nova é bombeada no anular, manter a PFC no bengala. Isto se

consegue com a abertura constante do choke, para compensar o ganho de

hidrostática. A pressão no choke conseqüentemente cai para zero quando a lama

nova chega na superfície.


82

Chegando a lama nova na superfície parar a bomba e observar o poço. Se a

pressão for zero é indicativo de que os cálculos e os procedimentos adotados

foram todos corretos. O poço está sob controle.

Tendo em vista que a massa especifica da lama nova está no limite da formação,

deve-se aumentá-la com uma margem de segurança chamada, margem de

segurança de manobra (MSM).

C) Responsabilidade do sondador no controle

O controle de um poço em kick começa com o seu fechamento rápido e seguro,

seguindo os procedimentos corretos. Uma falha neste passo importante conduzirá a

situação a um descontrole. A responsabilidade de fechamento do poço é do sondador.

Para o exercício da sua função, o sondador deve ser treinado e habilitado para:

1. Identificar em tempo hábil o indício de kick

2. Fechar corretamente o poço

3. Verificar a estanqueidade das linhas

4. Monitorar as pressões na superfície. Ler e registrar as pressões após a

estabilização.

5. Informar ao encarregado da sonda

6. Compreender corretamente os procedimentos da operação de controle e trabalhar

nela sob a supervisão do encarregado da sonda.

O sondador precisa ser certificado em controle de poço; recebendo o treinamento que

o habilite a desempenhar sua função com competência. O sucesso da aplicação dos

procedimentos de controle dependerá muito do fechamento correto do poço.

Gráfico de comportamento das pressões, Fig.19


83

A -1 A bomba foi ligada.

a -1 A bomba está sendo ajustada para a vazão reduzida de circulação. A pressão no

choke é mantida em SICP e no bengala a pressão é a PIC. A pressão na sapata

sobe.

1 A bomba foi ajustada para a vazão reduzida. A pressão no bengala é PIC, no choke

SICP e na sapata constante.

2 Topo do gás atingiu o topo dos comandos.

2-3 O gás está passando do anular comandos para o anular tubos. A PIC é mantida e

a pressão no choke e na sapata cai.

3 A base do gás está no topo dos comandos

3-4 Gás subindo em direção a sapata. A pressão no bengala PiC, no choke e sapata

sobem.

4 O topo do gás atingiu a sapata. A pressão na sapata é máxima.

4-5 O gás está entrando no revestimento. As pressões na sapata e choke caem e a

PIC é mantida.

5 A base do gás está na sapata. A pressão na sapata passa a ficar constante.

5-6 Gás subindo da sapata a superfície. As pressões na sapata e bengala são

constantes e no choke sobe.

6 O topo do gás atingiu a superfície. A pressão no choke atingiu o valor máximo. No

poço o gás teve a maior expansão possível. As pressões na sapata e bengala

continuam constantes.

6-7 O gás está passando pelo choke. As pressões na sapata e bengala são constantes

e a pressão no choke cai gradativamente.

7 A base do gás chegou no choke. A pressão no choke passa a ser constante

7-8 O gás foi todo expulso do poço embora não se tenha concluído o deslocamento

do anular. A pressão no choke é SIDPP. No bengala é PIC e na sapata constante.

8 Concluído o deslocamento do anular. As pressões na sapata, bengala e choke

são constantes.


84

8-9 Desacelerando a bomba e fechando o choke simultaneamente mantendo a

pressão no mesmo igual a SIDPP. As pressões na sapata e bengala caem.

9- A bomba foi desligada e o choke fechado. As pressões no choke e bengala são

iguais a SIDPP. Feito a manobra para sucção da lama nova.

9-10 A bomba foi ligada e está sendo ajustada para a vazão reduzida de circulação. As

pressões na sapata e bengala sobem e no choke é SIDPP.

10 A bomba foi ajustada para a vazão reduzida de circulação. A pressão no choke é

mantida em SIDPP e no bengala a pressão é a PIC. A pressão na sapata passa a

ficar constante.

10-11 Injetando lama nova no interior dos tubos de perfuração, a pressão de bombeio

cai e a pressão no choke é mantida em SIDPP. A pressão na sapata constante.

.

11 A lama nova atingiu o topo dos comandos. A pressão no bengala cairá mais

rápido. A pressão no choke é SIDPP. A pressão na sapata constante.

11-12 A lama nova sendo deslocada nos comandos. A pressão no choke é mantida. A

pressão no bengala cairá mais rápido. À pressão na sapata constante.

12 A lama nova passando pelos jatos da broca. A pressão no bengala sobe.

12-13 Lama nova no anular dos comandos. A pressão no bengala é constante PFC. As

pressões do choke e sapata caem com a constante abertura do choke.

13-14 Lama nova no anular dos tubos de perfuração poço. A pressão no bengala é

constante PFC. As pressões do choke e sapata caem com a constante abertura

do choke.

14 Topo da lama nova atingiu a sapata. A pressão no begala é mantida em PFC e a

pressão no choke cai e na sapata é a mínima.

14-15 Lama nova sendo deslocada dentro do revestimento. As pressões no begala e

sapata são constantes. A pressão no choke continua caindo

15 Topo da lama nova atingiu o ponto de equilíbrio dinâmico. O choke está todo

aberto, pressão zero ou no valor da perda localizada.

15-16 As pressões no bengala e sapata sobem O choke está todo aberto, pressão zero

ou no valor da perda localizada.


85

16 Lama nova chegou na superfície. Concluído o deslocamento do anular com lama

nova.

16-17 Desacelerando a bomba e fechando o choke. As pressões na sapata e bengala

caem. A pressão no choke é zero.

17 A bomba foi desligada e o choke fechado. As pressões do choke e bengala

devem ser zero.

2.Método do engenheiro

Neste método, a circulação do fluido invasor, só deverá ser iniciada quando a lama

nova estiver preparada para ser injetada. Enquanto isto não ocorre as pressões na

superfície devem ser monitoradas para que não atinjam o máximo valor permissível.

Para isto é preciso se fazer constantes drenagens no poço. Deve-se preparar uma

planilha ou gráfico para a redução da pressão de bombeio em função do número de

ciclos bombeados da lama nova injetados no interior da coluna. A pressão de bombeio

será reduzida da PIC para a PFC, enquanto a lama nova enche a coluna de

perfuração. Este monitoramento é necessário visto que durante a injeção da lama nova

a pressão no choke não pode ser mantida constante devido à expansão do gás.

Procedimentos:

Os seguintes passos devem adotados após a preparação da lama nova.

Circular com lama nova, mantendo-se constante a vazão pré-fixada, fazendo-

se os ajustes necessários no estrangulador de fluxo para que as pressões no

bengala acompanhem os valores da planilha ou gráfico de redução de pressões.

Para o início da circulação adotar o mesmo procedimento descrito para o


PIC = PRC + SIDPP

Após a injeção do número de strokes do fluido de matar, correspondente ao volume

da coluna, deve-se fazer corretamente o ajuste no choke para que se mantenha a

pressão de bombeio na PFC até que o novo fluido retorne a superfície.

Quando a lama nova retornar na superfície a pressão no choke deve ser zero.

Parar a bomba e verificar se há fluxo pelo conjunto de válvulas de estrangulamento

(choke manifold)

Antes de iniciar, a perfuração, adicionar ao novo fluido, a margem de segurança de

manobra.


86

Visto que neste método a circulação da bolha é feita com a lama nova, as pressões

que se desenvolverão na formação mais fraca serão menores que no método do

sondador cuja expulsão da bolha é feita com a lama original. Entretanto o método do

engenheiro demora mais tempo para a circulação da bolha, visto que primeiramente

deve-se preparar a lama nova. Quando o volume do interior da coluna é maior que o

volume do fundo até a formação mais fraca, antes da lama nova chegar na broca, à

bolha já se encontra acima da formação mais fraca e a pressão na mesma passa a ser

constante. Neste caso a justificativa de que este método é melhor por desenvolver

menores pressões na formação mais fraca não é um fator a se ressaltar; visto que no

método do sondador, também a pressão na formação mais fraca estaria constante.

3. Método volumétrico

Este método deve ser empregado quando não se tem como circular lama no poço. Seja

devido à coluna está fora do poço, ou totalmente entupida ou também se a broca

estiver muito acima do fundo.

O método consiste de duas etapas. A primeira etapa é a segregação do gás até a

superfície. Consiste em se permitir a migração e a expansão controlada do gás até que

o mesmo chegue à superfície.

A segunda etapa é a substituição do gás por lama (Top Kill).

Procedimentos da primeira etapa:

1. Ler e registrar a pressão no choke (SICP)

2. Aguardar a pressão no choke subir 150psi. Isto acontece pela migração do gás.

Neste acréscimo está inclusa a margem de segurança de 100psi.

3. Drenar um volume de lama correspondente a uma hidrostática de 50psi. Esta

drenagem deve ser feita mantendo a pressão no choke constante.

Enquanto a drenagem é feita, a pressão lida no choke é uma perda de carga, causada

pelo fluxo de lama que está sendo expulso pela expansão da bolha. Este fluxo pode

não ser suficiente para manter a pressão. Caso isto ocorra fechar o choke e aguardar o

restabelecimento da pressão. A sangria da lama com uma constante queda de pressão

no choke causará um kick adicional, visto que será perdida a margem de segurança.

Cálculo do volume a ser drenado:

V = Ph/Cap. Hid.

Cap. Hid = (0,17 x m)/Crev


87

Cap. Hid. - capacidade hidrostática, em psi/bbl

Crev - a capacidade do revestimento em bbl/m

V= 50/Cap.Hid.

4. Após a drenagem aguardar a pressão subir 50psi no choke. Isto ocorre pela

migração do gás.

5. Repetir o processo, voltando ao passo 3, até que o gás chegue na superfície.

Durante toda a primeira etapa, a pressão no choke será sempre crescente; a pressão

no fundo do poço variará entre 100 e 150psí acima da pressão

estabilizada.

Deve-se atentar para não atingir a pressão máxima permissível no choke, até a

passagem do gás pela formação mais fraca.

Os passos da primeira etapa são ilustrados como seguem:


88

Da Fig. 020 observa-se que:

Na situação 1:

Alguns minutos após o fechamento do poço, a pressão estabilizou em SICP. Neste

momento a pressão no fundo BHP é a pressão de poros, Pp.

Na situação 2:

Permitiu-se que a pressão no choke subisse 150psi. Isto ocorreu devido à migração do

gás, com o mesmo volume. Neste momento a pressão no fundo BHP é maior que a

pressão da formação,

BHP = Pp + 150psi.

Na situação 3:

Fez-se a drenagem de um volume de lama correspondente a 50psi de hidrostática. O

volume da bolha cresce neste mesmo valor. Como a drenagem é feita mantendo a

pressão no choke constante, a pressão no fundo cai 50psi, sendo BHP = Pp + 100.

Durante a drenagem a bolha se expande e migra ao mesmo tempo. Após a drenagem

permite-se que a pressão volte a crescer 50psi. O processo é repetido até que o gás

chega na superfície.

A BHP ora é maior que a da formação em 100psi ora em 150psi. O comportamento das

pressões no fundo e na superfície graficamente é como mostrado na Fig.21.


89

Observa-se que a pressão no choke é crescente, enquanto que a BHP varia sempre

entre 100 e 150psi, acima da Pp. Quando o gás chega na superfície, durante uma

drenagem ou na migração, a pressão será P1 e o volume V1, o qual será máximo.

Somente a partir deste momento, o método conhecido como "Top Kill" pode ser

aplicado. É a segunda etapa do método volumétrico e consiste na injeção de lama, pela

linha de matar, e na posterior drenagem do gás. A constatação de que o gás chegou na

superfície é feita da seguinte maneira:

Se o gás chegar durante a drenagem da lama, sabe-se disso pela tendência de

oscilação da pressão no choke e pelo barulho provocado.

Se o gás chegar enquanto se aguarda a migração, como explicado na etapa 1,

sabe-se que chegou na superfície quando a pressão se estabiliza.

Como este kick ocorreu durante a manobra e não enquanto perfurando é porque o

problema foi de operação. Isto significa que a própria lama utilizada pode controlar o

poço. Apesar disto, para mais segurança, principalmente se o influxo foi causado pelo

pistoneio hidráulico, injeta-se um volume de lama de peso maior, cujo volume no

máximo, é igual ao volume da bolha quando chega na superfície.

Procedimentos para a Segunda etapa (TOP KILL):

1. Chegando o gás na superfície, ler e registrar a pressão, tendo controle do volume da

bolha. Pressão P1 e volume V1.

2. Calcular o peso da lama nova em função de P1 e V1.

3. Com o choke fechado injetar um volume de lama nova correspondente a 50psi de

hidrostática. Este volume (Vnm) é dado pela seguinte expressão:

Primeiramente calcula-se a Cap. Hid, em psi/bbl, para a lama nova.


90

4. Após a injeção da lama nova, no volume calculado no item 1, aguardar a

segregação do gás, isto é, até que a pressão no choke se estabilize.

5. Drenar gás até a pressão no choke cair para um valor P2 que é igual a 50psi menos

que a P1.

P2 = P1 - 50psi

6. Retomar para o passo 3 e repetir o processo até que todo o gás seja substituído por

lama.

Obs: Na segunda drenagem do gás, a pressão deve cair para um valor P3, cuja

expressão é:

P3 = P2 – 50

Não tem sentido zerar o volume de gás com a injeção de lama nova. A tentativa de

fazê-lo, quando o volume do gás é pequeno, resultará num aumento extremo da

pressão. Assim no final o choke deve ser aberto e o volume residual de gás deve ser

liberado. O gráfico da Fig. 22 mostra o comportamento das pressões no choke.


91

1 O gás chegou na superfície com a pressão P1 e volume V1. Final da etapa l

1-2 injetando determinado volume de lama nova, a pressão sobe para P2.

2 Final da injeção da lama nova

2-3 Gás migrando, após a injeção da lama nova

3 Gás na superfície

3-4 Drenando gás até a pressão cair para um valor P4 = P1 - 50.

4 Final da drenagem do gás. Reinicia-se a injeção da lama nova.

4-5 injetando lama nova. A pressão sobe para P5.

5-6 Migração do gás.

6-7 Drenando o gás até a pressão cair para P7. P7 = P4 - 50.

Assim sucessivamente até que o gás seja expulso do poço; ficando apenas um volume

residual, à pressão atmosférica, que posteriormente será totalmente expulso.

D-PLANILHAS DE CONTROLE DE POÇO.

Deve-se preencher corretamente a planilha correspondente ao método de controle

adotado. A mesma deve conter: campos para cálculos e transporte de dados

importantes da planilha de informações prévias, tais como:

1. Cálculos para o controle de kicks

a) Volume, número de strokes e tempo de deslocamento da coluna e do espaço anular.

b) Campo para o cálculo da massa específica da lama nova

c) Pressão inicial e final de circulação, (PIC; PFC)

2.Limitações de pressões máximas no poço, com base na pressão no choke

a) Superfície, (Pmax,eq)

b) Subsuperfície (Pmax,st,f; Pmax, dn,f)

3. Seleção da velocidade reduzida de circulação

A escolha da velocidade reduzida de circulação deve ser escolhida considerando-se,

principalmente:

a) Perdas de carga por fricção


92

b) Mistura da baritina para se obter a lama adensada.

c) Tempo de reação no choke

d) Limitações da bomba de lama

Estes pontos, incluindo outros já foram discutido na seção sobre informações prévias.

Á planilha utilizada deve fornecer todos os dados necessários para o controle.

E - PROCEDIMENTOS DE CONTROLE

1. Como ligar e desligar a bomba e mudar a sua velocidade mantendo o BHP

constante com o uso da pressão no choke.

A pressão no fundo (BHP) tem de ser mantida para que não haja nova invasão. Para o

controle desta pressão utiliza-se a pressão no choke.

Quando as pressões se estabilizaram após o fechamento, a BHP igualou-se à pressão

da formação; neste caso não pode haver uma nova invasão. Quando inicia-se o

bombeamento, mantém-se a pressão no choke, para assegurar a manutenção da

pressão de fundo ligeiramente superior à da formação. Determinada a PIC e mantendo-

se a mesma no bengala é indicativo da manutenção de pressão de fundo. Caso em

algum momento seja necessário parar o bombeamento à medida que se desacelera a

bomba lentamente, fecha-se o choke para se continuar com a BHP. A pressão no

choke é mantida. Quando a bomba for desligada, tem-se agora uma contrapressão no

choke no valor da perda de carga do início da operação. Ao reiniciar o bombeamento

mantém-se a pressão no choke até a bomba ser conduzida à vazão de bombeio; tem-

se agora uma perda de carga no choke igual á anterior contra-pressão. Poderá variar

um pouco; dependendo da demora para a reentrada da bomba. Procedendo-se assim

fica assegurada a manutenção da pressão de fundo.

2. Manuseio do choke durante o procedimento de controle

Na primeira circulação a pressão no choke sobe à medida que o gás vai sendo

deslocado. O que determinará que se deve abrir ou fechar o choke é a manutenção da

PIC. Sempre que se altera a perda de carga no choke, não se tem uma resposta

imediata no bengala. O sinal da onda se desloca a uma velocidade estimada de

500pés/segundo. Vale lembrar que quando se abre ou fecha o choke à resposta, no

mesmo, em termos de pressão é imediata.

3. Problemas durante a circulação de um kick - situações especiais.

a) Quebra e troca da bomba

Havendo quebra da bomba durante a circulação de um kick, deverá haver uma

substituição pela bomba de reserva. Os problemas na bomba são observados pelas


93

vibrações na mangueira de lama; comportamento inadequado da pressão de bombeio

e as chamadas batidas hidráulicas. É evidente que a nova bomba deve ter suas

características previamente conhecidas, como a pressão reduzida de circulação, vazão

reduzida e a capacidade de deslocamento. Neste caso a PIC, PFC e a Pbmax, poderão

ser diferentes para a nova bomba. Estes valores deverão estar previamente

registrados, independente da utilização ou não da bomba reserva. Seja qual for à razão

que requeira a troca da bomba; deve-se ter em mente que isto deve ser feito

atentando-se para não haver queda na BHP.

b) Jatos da broca entupidos ou lavados

Se o entupimento for parcial a pressão de circulação aumentará sem ser notado

acréscimo anormal no anular, podendo atingir níveis superiores à pressão de trabalho

da bomba ou de algum equipamento na superfície.

Neste caso deve-se diminuir a vazão da bomba para se determinar uma nova pressão

de circulação.

Caso o entupimento não seja detectado e o choke for aberto para compensar o ganho

da pressão de bombeio, isto provocará uma queda da BHP e uma nova invasão

ocorrerá. Caso o entupimento seja total, haverá um aumento rápido da pressão de

circulação e uma correspondente diminuição da pressão no choke. A bomba deve ser

desligada imediatamente e o choke fechado para manter a pressão no fundo. Para isto

é necessário a utilização do método volumétrico, enquanto o poço estiver fechado e

providências estejam sendo tomadas para restabelecer a circulação. Uma alternativa

seria a perfuração da coluna em um ponto próximo à broca. Quando a situação é uma

perda de jatos ou lavagem do mesmo, haverá um decréscimo na pressão de

circulação. A bomba tenderá a acelerar com uma tendência de subida da pressão no

choke. Deve-se conduzir a bomba à vazão reduzida e estabelecer uma nova pressão

de circulação.

c) Furo na coluna ou coluna partida

É difícil diferençar entre perda de um jato e um furo na coluna, pois as duas situações

afetam as pressões na superfície da mesma maneira. Havendo o furo na coluna a

questão é determinar se está acima ou abaixo do fluido invasor. Para isto fecha-se o

poço, caso a pressão no bengala seja a SIDPP, então o furo provavelmente está

abaixo do fluido invasor. Neste caso a situação é similar à perda de jato. Se a pressão

lida for maior que a SIDPP, então o furo provavelmente está acima do fluido invasor.

Sugere-se a utilização do método volumétrico, pois a circulação pode partir a coluna.

d) Problemas no BOP

• Vazamento pelo flange

É uma situação típica de falhas no teste do equipamento. Os testes dos E.S.C.P's

devem ser realizados de modo que seja assegurada a vedação nas situações críticas e


94

para isto é necessário quê haja uma freqüência na repetição dos mesmos. Ocorrendo o

vazamento num preventor, o BOP abaixo deve ser fechado. Neste caso tal vazamento

não causará problema. Com a vibração no cabeçal pode ocasionar folga nos parafusos

que une os flanges. A depender do tempo de trabalho, desde a última montagem,

deve-se reapertar os parafusos, para que situação como esta seja evitada.

Vazamento no suspiro

Nesta situação pode-se injetar elemento selante, utilizando-se o parafuso injetor. Este

procedimento, não é a solução definitiva. Após a operação de controle, o

engaxetamento, que permitiu o vazamento, deve ser substituído.

O BOP não fecha

O provável problema deve ser de entupimento ou na linha de fluido da unidade até o

referido BOP ou problema na válvula que comanda a função na unidade de

acionamento. Para evitar perda de tempo deve-se optar por um outro BOP do cabeçal

que lhe permita o fechamento.

É uma situação que comprova a falha na verificação das funções de fechamento e

abertura dos preventores quando em condições normais.

O BOP não veda

Também pode ser uma evidência de falha nos testes. Durante as operações normais

na sonda deve-se ter certeza da confiabilidade do equipamento e isto é possível

através dos testes. Neste caso deve-se passar para um preventor imediatamente

abaixo, o preventor de reserva.

e) Choke entupido ou lavado

Muitas vezes o cascalho carreado pelo fluido de perfuração pode entupir o

estrangulador de fluxo, isto é, o choke ajustável. Nestes casos as pressões de bombeio

e no choke sobem muito. Deve-se parar imediatamente a bomba e desviar o fluxo para

o choke de reserva.

Caso ocorra lavagem no choke ajustável não se conseguirá mais as perdas de cargas

no mesmo necessárias para manter a BHP. Haverá queda de pressão na superfície. Ao

fechar o choke não se conseguirá aumentar a perda de carga. Deve-se desviar o fluxo

para o choke de reserva. É bom ressaltar que a queda de pressão no choke resultará

na diminuição da pressão na zona portadora, resultando num influxo adicional.

Se tiver havido entupimento, após se fazer à mudança para o choke reserva, deve-se

tentar desentupir através de aberturas e fechamentos sucessivos, e, se necessário,

desmontá-lo para uma limpeza. Se ocorreu lavagem, após desviar o fluxo, desmontar o

choke para troca das partes afetadas.


95

f) Vazamento no conjunto de válvulas de estrangulamentos - choke manifold.

Os sólidos incorporados ao fluido de perfuração causam abrasão nos equipamentos do

choke manifold. Ocorrendo um vazamento deve-se desviar o fluxo para o ramo reserva

do choke manifold; fazendo-se o bloqueio com as válvulas adequadas. Caso não se

consiga isolar este vazamento, sem prejudicar o fluxo, o poço deve ser fechado até que

o problema seja sanado. Durante o período que o poço ficar fechado atentar para que a

pressão no choke não atinja a máxima permissível. Caso alguma válvula do conjunto

tenha seta, no corpo, verificar seu posicionamento correio quanto ao sentido de

vedação.

g) Problemas a jusante do choke

Caso o problema seja no próprio choke manifold, é preciso que o fluxo seja desviado

para outro ramo do conjunto, como se fizer necessário, e, procurar sanar o problema.

Se o problema for na linha do queimador ou em uma das linhas do separador

atmosférico, a depender da situação, deve-se até mesmo parar o fluxo e fechar o poço

para se corrigir o vazamento, com os devidos cuidados.

h) Hidrates

Vários componentes dos gases naturais, em pressões elevadas e em contato com a

água, formam hidratos,

Estes hidrates são sólidos cristalinos semelhantes a gelo e que, em determinadas

condições, permanecem estáveis até temperaturas de cerca de 30°C. Os hidrates são

mais possíveis de ocorrerem em perfuração de grandes lâminas d'água. Os possíveis

problemas que causam são:

Prisão da coluna

Obstrução total do fluxo pelo anular

Prisão das peças móveis do BOP

Entupimentos de linhas.

O sal tem efeito inibidor sobre hidrates. Assim a injeção de uma salmoura saturada

pode ser a solução do problema.

i) Mal funcionamento do sistema remoto do choke.

O choke manifold é constituído de mais "de um choke ajustável. Não se pode controlar

um kick havendo problema no sistema remoto de acionamento do choke ajustável,

visto que desta maneira não se obtém as perdas de cargas necessárias na circulação,

não existe rapidez no fechamento ou abertura etc. Deve-se passar a operar com o

choke manual, ou com o sistema manual do choke hidráulico.


96

j) Separador atmosférico

As sondas geralmente são munidas de separadores atmosféricos rotativo, atmosférico

simples (conhecido como "Bernadão") ou o sistema a vácuo. São muito importantes

para assegurar a injeção no poço de lama isenta de gás. Caso haja algum problema

num deles o mesmo deve ser isolado, reparado ou substituído, enquanto se opera com

o atmosférico simples. Um provável problema que poderá surgir no "Bernadão" é o de

fixação; também a vazão de gás proveniente do poço pode ser maior que a capacidade

de processamento do separador. Pode acontecer das perdas de cargas na saída do

gás serem elevadas, devido uma saída mal dimensionada. Se estas situações

ocorrerem perde-se o selo hidráulico do separador devido o aumento de pressão no

interior do mesmo e o gás será lançado no tanque das peneiras; podendo isto resultar

em acidentes. Pode-se diminuir a vazão de circulação ou desviar o fluxo do separador

direcionando-o diretamente para o queimador. Neste caso perde-se fluido de

perfuração. Caso ocorra vazamento no corpo do separador, o mesmo deve ser isolado

para correção da falha.

k) Problemas com os manômetros

Observando-se discrepância de leitura das pressões, sem um outro motivo que

justifique, o problema deve ser nos manômetros. Pode ser falta de aferimento ou

manômetro quebrado. Devem-se seguir os procedimentos corretos para a troca do (s)

mesmo (s), imediatamente.

I) Problema na vedação secundária

Havendo vazamento no pack-off do casing head spool é uma evidência de provável

falha no teste. Caso a cunha esteja vedando, como é de se esperar, a pressão não

afetará o anular dos revestimentos.

Para se checar a vedação da cunha deve-se fazê-lo pela kero test posicionada na

lateral do elemento onde está ancorado o último revestimento. Se a cunha estiver

vedando não se constatará vazamento no pack off, a não ser pelo furo no flange

inferior do carretel. Constatado vazamento no pack-off pode-se estudar a possibilidade

da injeção de elemento selante pelo referido furo.

4) Considerações sobre o uso do Diverter

Quando se utiliza o Diverter apenas se consegue divergir o fluxo. Neste caso não se

mantém a BHP como se usa num método convencional. O controle é feito apenas pela

circulação e se necessário pelo adensamento da lama. O Diverter é utilizado quando

na presença de gás raso na perfuração do poço de superfície e nas unidades flutuantes

para controlar o gás trapeado no BOP e o gás no riser. Os riscos envolvidos na

utilização do Diverter são: a retenção de pressão no poço que vai fraturar na sapata do

condutor e o não fechamento em tempo hábil.


97

F - OUTROS MÉTODOS DE CONTROLE DE POÇO.

1. Bullheading

Significa o bombeamento do fluido invasor de volta para a formação. As situações que

talvez requeiram a aplicação deste método não são rotineiras.

Situações:

Quando o influxo contém mais H2S do que a operação pode tolerar.

Com a coluna entupida ou tubo partido, não se consegue injetar lama pesada ao

fundo do poço. Em vez do bullheading pode-se aplicar o método volumétrico.

Quando o kick de grandes proporções prenuncia pressões excessivas na superfície.

Quando uma zona frágil abaixo da região do kick absorve lama muito rapidamente,

inviabilizando o controle.

Quando não se dispõe de material, pessoal qualificado ou equipamento.

Desvantagens:

Não é uma técnica freqüentemente usada e assim não é bem compreendida pela

equipe de perfuração

O fluido invasor penetrará no intervalo mais fraco e pode não seguir o caminho

desejado

Criam-se condições para um possível underground blowout e/ou uma erupção

na superfície

Não se assegura que após a operação o poço esteja morto.

Procedimentos:

Se a pressão de fechamento se aproximar do limite da bomba da sonda, utilize a

unidade de cimentação para um melhor controle e avaliação da pressão adequada.

Disponha de um grande volume de lama. A reinjeção causa perda de circulação e

um possível bombeamento contínuo de lama que não retornará.

Selecione pontos com segurança no BOP stack para ligação das linhas da bomba.

Conecte linhas acima do BOP de gavetas para que o mesmo possa ser fechado se

necessário.


98

Instalar válvulas de retenção nas linhas de injeção da bomba num ponto conveniente

que permita reparo e válvulas HCR próximo ao BOP.

Com o BOP fechado injetar a altas vazões. Obviamente quanto maior a vazão mais

reduz, de maneira significativa, a migração do gás.

Estudos mais detalhados devem ser feitos para a aplicação do referido método. O

método pode ser aplicado tanto em caso de teste de formação como em completação

de poços.

2. Circulação reversa durante teste de formação,

Ocorrendo um kick durante um teste de formação a realização de uma circulação

reversa para controle requer muito cuidado para que não se atinja a pressão de fratura

na formação mais fraca. Após o desassentamento do packer e a abertura da válvula

coloca-se a bomba com baixa vazão. Em face dos riscos de fratura na formação mais

fraca, tal procedimento poderá não ser prático.

VII - COMPORTAMENTO NA SAPATA

A - PRESSÕES NA SAPATA

Em condição estática, no momento da estabilização:

Psap = SICP + Phsap

Psap = BHP - Phfs

Phsap - pressão hidrostática da superfície a sapata.

Phfs - pressão hidrostática do fundo a sapata

Em condição dinâmica:

• Gás abaixo da sapata

Psap = Pch + Phsap + Pan,csg

Pan,csg --perda de carga da sapata a superfície. Como o gás está abaixo da sapata

este valor é constante.

Como a Pch cresce, a Psap cresce à medida que o gás atinge a sapata. Tudo

acontece como se a sapata fosse à superfície. O gráfico deste comportamento é similar

ao gráfico do comportamento da pressão no choke. Da expressão acima se conclui

que: A pressão na sapata é máxima quando o topo do gás atinge a mesma.


99

• Gás acima da sapata

A BHP é sempre constante. A Phfs constante, visto que somente existe lama abaixo da

sapata. Assim a Psap permanece constante.

• Durante a injeção da lama nova no interior da coluna.

A BHP e a Phfs permanecem constante. Logo a Psap continua constante.

• Lama nova do fundo a sapata

À medida que a lama nova invade o espaço anular, a BHP permanece constante visto

que é o princípio fundamental do método. A Phfs cresce, então a Psap cai, atingindo o

valor mínimo quando o topo da lama nova atinge a sapata.

Lama nova da sapata ao ponto de equilíbrio dinâmico

Como a BHP e a Phfs são constantes a Psap permanece constante. Para a

manutenção da BHP, enquanto a lama nova é circulada no espaço anular, o choke tem

que ser constantemente aberto. Chama-se ponto de equilíbrio dinâmico aquele ponto

em que o choke já está totalmente aberto, mas o novo fluido de perfuração ainda não

atingiu a superfície. A pressão no choke, a partir deste instante, é zero ou um valor de

uma perda localizada.

Isto significa que dinamicamente o poço está amortecido, isto é, as perdas de carga do

anular, acrescida à hidrostática, são suficientes para amortecer o poço sem a pressão

no choke. Interrompendo-se a circulação, e, fechando-se o choke, acusará pressão no

choke igual à diferença de hidrostática da lama nova para a original, ainda existente no

poço. Isto significa que estaticamente o poço ainda não está amortecido.

Do ponto de equilíbrio dinâmico a superfície

Como não se consegue mais compensar o ganho de hidrostática com a abertura do

choke, devido o mesmo está todo aberto, a BHP cresce a Psap cresce igualmente.

O ponto de equilíbrio dinâmico só será observado se for mantida a PFC.

B - TEMPO PARA O GÁS ATINGIR A SAPATA

Após a estabilização, o volume do topo do gás a sapata (Vts), em strokes, dividido pela

velocidade da bomba, em spm, resulta no tempo gasto para o gás atingir a sapata.

Sabe-se que, em face da migração do gás, o mesmo chega antes. Quanto mais

próximo estiver o fundo da sapata, mais este tempo se aproxima da realidade. Antes do

topo do gás alcançar a sapata a pressão no choke não pode atingir a Pmax,dn,f. Este

valor poderá ser ultrapassado após o gás entrar no revestimento. Não ocorrerá mais


100

absorção desde que se controle corretamente a pressão de bombeio. Tendo em vista a

possibilidade de erros na leitura do volume ganho, incerteza da massa específica do

gás, associada a altura de gás, considera-se o volume do fundo a sapata, como

parâmetro para controle da pressão no choke, em vez do volume do topo da bolha a

sapata. É este volume que consta como dado na planilha de informações prévias.

No método volumétrico determina-se a velocidade média de migração do gás pela

seguinte expressão:

TD -tempo necessário para a pressão na superfície subir 100psi.

Considerando-se a base do gás atingindo a sapata, pelas razões já expostas, tem-se:

T — tempo gasto para a base do gás atingir a formação mais fraca

T = X/Vm

X — distância do fundo do poço a sapata

VIII - MARGEM DE SEGURANÇA

Quando se fala em margem de segurança se subtende que existe um valor mínimo e

um máximo. Qual a mínima pressão de circulação de modo a impedir um novo influxo?

Qual a máxima pressão que se pode ter no bengala, circulando, sem o risco de fraturar

a formação mais fraca?

Valor mínimo:

Durante a circulação a situação é crítica quando a BHP = Pp. Circulando com a PIC, a

BHP é superior à pressão da formação nas perdas de carga do anular, ou seja, BHP =

Pp + APan. Se for retirado a APan do fundo, deve ser retirado também da PIC. Assim a

menor pressão de circulação, para que se tenha BHP=Pp, será:

Pbmin -Ps - Pint - Pb -+- Phc = BHP = Pp

Pbmin - (PRC - Pan) + Phc = Pp

Pbmin - PRC + Pan + Phc = SIDPP + Phc

Pbmin = PIC - Pan

MS = PIC - Pbmin = Pan


101

Considerando-se a Pan constante, durante a circulação do kick, a pressão de

circulação nunca pode cair abaixo da Pbmin. Caso isto ocorra, haverá um influxo

adicional. Procedendo a favor da segurança, deve-se considerar este mínimo como

sendo a própria PIC.

Valor máximo:

Considerando-se o fraturamento da formação mais fraca, a MS é controlada pelo choke

se o gás estiver abaixo da sapata e pelo bengala se o gás estiver acima da sapata. A

MS será controlada pelo percurso onde se tem fase homogênea, da superfície sapata.

Estando o gás abaixo da sapata, MS é:

MS = Pmax.st.f - Pan,csg - Pch

Estando o gás acima da sapata, MS é:

PIC + MS - Ps - Pint - Pb + Phc - Pfs - Phfs = Pabs.

Pfs - perda de carga do fundo a sapata

Phfs - pressão hidrostática do fundo a sapata.

Logo, a MS é:

MS = Pmax,st,f - Pan,csg – SIDPP

Pbmax = PIC + M.S

Pbmax = Pmax.st.f + PRC - Pan.csg

Enquanto circulando a bolha com a bomba na vazão reduzida a pressão de bombeio,

PB deve ser tal que:

Pbmin < PB < Pbmax


102

IX- SITUAÇÕES ESPECIAIS

1. Controle de kick em poços horizontais

Devido proporcionar um aumento da produção e da recuperação final do reservatório,

os poços horizontais estão sendo bastante utilizados. Quanto ao controle de kick, eles

apresentam algumas diferenças em relação aos poços verticais. Em face da extensão

do trecho perfurado no reservatório, um pequeno desbalanceamento hidrostático pode

resultar num kick de grandes proporções. Devido os grandes custos envolvidos e as

incertezas na descoberta de um reservatório, estes poços são normalmente

exploratórios e não exploratórios. Neste caso as pressões das formações são

conhecidas e assim a massa específica do fluido de perfuração pode ser corretamente

determinada. Entretanto a equipe de perfuração deve estar preparada, pois pode

ocorrer:

Falha na avaliação das pressões das formações

Falhas geológicas no reservatório

Possíveis perdas de circulação.

Ocorrências como estas podem resultar num kick. Durante as manobras deve-se estar

atentos, pois, em virtude da própria condição do poço existem condições propícias para

a geração de um kick, principalmente devido o pistoneio. Enquanto a coluna estiver no

trecho horizontal seria apropriada a retirada da coluna com bomba. Isto será muitíssimo

facilitado se a unidade tiver um TOP DRIVE.

Com o aumento do trecho horizontal são acentuadas as possibilidades de perda de

circulação e pistoneio. Quanto às perdas se deve ao fato de a BHP crescer com o

aumento das perdas de carga no anular, durante a circulação do fluido, ao passo que,

a pressão de fratura da formação permanece constante ao longo do mesmo trecho. A

curva representativa da BHP pode interceptar a curva de pressão de fratura da

formação, resultando numa perda de circulação. A queda do nível hidrostático pode

resultar num kick. A redução da pressão no fundo do poço, devido ao pistoneio,

aumenta com a extensão do trecho horizontal enquanto que a pressão da formação,

Pp, permanece constante. Após a interseção das duas retas representativas, poderá

ocorrer um kick.

Em virtude dos dois problemas estarem relacionados com perdas, devido a fricção, o

fluido de perfuração deve ter as mais baixas propriedades reológicas possíveis. O

gráfico da Fig 23 mostra o efeito comentado.


103

Ocorrendo um kick por pistoneio e inteiramente contido no trecho horizontal, não

haverá fluxo com as bombas desligadas; a bolha não se expandirá no trecho horizontal.

A única detecção possível será pelo tanque de manobra. Havendo a constatação do

kick, como as pressões na superfície são nulas, devido o kick ter sido causado por um

pistoneio; a coluna deve ser descida, observando-se cuidadosamente o retorno do

fluido.

Havendo a indicação de que parte do gás atingiu o trecho vertical, o poço deve ser

fechado e realizado o stripping in, para posterior circulação da bolha ou fazer o controle

pelo método volumétrico. Ocorrendo o kick durante a perfuração e contido no trecho

horizontal, tendo em vista que as hidrostáticas serão iguais, nos dois ramos do tubo em

U; então, as pressões na superfície serão iguais.

Em face da possibilidade de acúmulo de gás na parte alta do trecho horizontal, poderá

ser necessário um tempo maior de circulação e até mesmo um aumento da vazão para

facilitar a remoção do mesmo. Durante a circulação do gás, enquanto o mesmo estiver

no trecho horizontal, não haverá crescimento de pressão no choke, ocorrendo apenas,


104

quando o gás atingir o trecho vertical. O comportamento gráfico, da pressão x volume

durante a primeira circulação do método do sondador, é mostrado na Fig. 24.

No ponto 1 têm-se as pressões iguais. De 1 - 2 a bomba está sendo ajustada para a

vazão reduzida. Tem-se uma perda de carga no choke igual a SICP que permanecerá

constante até que o gás alcance o trecho vertical no ponto 3. De 3 -4 gás no trecho

vertical, alcançando a superfície no ponto 4. Em face da migração do gás o mesmo

será expulso do poço antes do deslocamento completo do anular, ponto 5. A depender

da extensão do trecho horizontal, levará um tempo significativo sem alteração da

pressão no choke. No ponto 6 que corresponde ao 7, ocorreu o deslocamento completo

do anular.

Durante a circulação do fluido adensado no interior da coluna, o comportamento da

pressão de bombeio difere do observado .em poços verticais. Enquanto o novo fluido

de perfuração estiver no trecho vertical a queda de pressão é linear, diretamente

proporcional ao ganho de hidrostática na coluna.

Quando atingir o trecho horizontal, a pressão de bombeio é mínima. À medida que o

fluido novo é circulado no trecho horizontal a pressão de bombeio cresce lentamente

em função da diferença entre as perdas de carga dos dois fluidos neste trecho e na

passagem pelos jatos da broca. Após a passagem pela broca, a pressão é mantida na

PFC. Enquanto o fluido novo estiver no trecho horizontal, a tendência de crescimento

da pressão de bombeio será muito pequena apenas pela diferença de perdas de carga,

dos dois fluidos neste trecho no anular; já que a hidrostática do anular é constante.


105

Quando o fluido alcança o trecho vertical, a pressão de bombeio tende a crescer,

principalmente devido o ganho de hidrostática, isto vai requerer uma abertura constante

do choke, para a manutenção da PFC e conseqüentemente da BHP. Após a lama nova

passar pela broca, se houver qualquer variação na pressão de bombeio, é bom

ressaltar que a mesma não poderá ultrapassar a Pbmax, sendo que:

Pbmax = Pmax,st,f + PFC - Pan,csg

Pmax,st,f- para a lama nova

Pan.csg - perda de carga no revestimento para o novo fluido. Toma-se 10% da PFC,

como um dado prático.

A bomba deve ser mantida na vazão reduzida; todos os cálculos em controle de kick

são feitos considerando este fato. A Fig. 25 mostra o gráfico que apresenta uma

estimativa, apenas, do comportamento da pressão em função do volume deslocado,

para a segunda circulação do método do sondador em poços horizontais.

1-2: injeção da lama nova no interior da coluna, no trecho vertical do poço

2-3: injeção da lama ainda no trecho horizontal do poço. A pressão de bombeio cresce

devido o aumento de perda de carga no interior da coluna e na broca.

3- após o novo fluido passar pela broca, a pressão de bombeio é a PFC. Enquanto o

novo fluido no espaço anular estiver no trecho horizontal, a tendência de aumento


106

da pressão de bombeio é muito pequena; acentuando-se após o novo fluido atingir

o trecho vertical do poço. Sendo necessário, a partir deste instante, uma abertura

contínua do choke.

O método do engenheiro apresenta uma grande desvantagem na sua aplicação em

poços horizontais, pois, o controle do método depende da proporcionalidade da queda

de pressão em função do volume de fluido novo deslocado no interior da coluna. Isto só

se verifica, nestes poços, no trecho vertical; perdendo-se totalmente quando o fluido

novo alcança o trecho horizontal do poço. O método de controle a ser aplicado é o


2. Controle de kick em poços delgados

Poços delgados são aqueles que 90% ou mais do seu comprimento é perfurado com

broca de diâmetro menor que 7 polegadas, esta é uma definição aceitável. Em face do

anular estreito as perdas de cargas são bastante significativas, podendo causar perda

de circulação, até mesmo fraturamento das formações mais fraca que estão expostas.

Isto pode ocorrer durante a perfuração ou mesmo em um controle de kick. Havendo o

risco de perda de fluido devido às pressões elevadas no anular, durante um controle de

kick, o método empregado deve ser modificado para evitar que um excesso de pressão

atue no poço. Para isto compensa-se, com a abertura do choke, parte das perdas de

carga do anular, tendo sempre o cuidado de manter uma margem de segurança no

fundo do poço, para evitar um influxo adicional.

Quando um kick ocorre em um poço delgado um pequeno volume de influxo, resulta

numa maior queda da BHP em comparação com um poço convencional. As pressões

lidas no choke serão maiores, isto significa que a margem de segurança no mesmo

diminui. Assim a rápida detecção de um kick é ainda de maior importância quando em

poços delgados, para que o volume ganho seja o menor possível, com as correias

providências tomadas. Isto requer um bom treinamento do pessoal de operação, e um

confiável sistema de detecção capaz de acusar um ganho menor que 1bbl.

Em virtude da geometria do poço, atenção especial deve ser dada na retirada da

coluna devido a grande possibilidade de um pistoneio e a geração de um kick. Também

a perda de ECD e uma conseqüente diminuição da BHP, com o desligamento da

bomba, é grande. Assim deve-se condicionar corretamente o

fluido de perfuração, mantendo-o com a menor reologia possível para a retirada da

coluna, minimizando o efeito do pistoneio hidráulico. A manobra deve ser feita com

uma velocidade controlada e aceitável. Assim como ocorre nos poços convencionais,

maior atenção deve-se dar, em poços delgados, à realização de flow checks

preventivos nos seguintes instantes:

a) Início da manobra


107

b) Na passagem da broca pela sapata

c) Antes dos comandos passarem pelo BOP

Durante a perfuração é provável que um kick ocorra, no instante que a bomba é

interrompida para se fazer uma conexão, devido a grande perda de ECD. A formação

portadora pode está amortecida dinamicamente, mas não estaticamente. Geralmente,

nestas ocasiões, nos poços convencionais, não se faz uma observação atenta; em

poços delgados isto é indispensável.

3. Controle de kick em poços multilaterais

Poços multilaterais são aqueles perfurados a partir de um poço já feito. São geralmente

horizontais, com diâmetros reduzidos. O poço utilizado para a perfuração do mesmo é

chamado estático. O poço multilateral é chamado ativo. Assim todas as

recomendações abordadas para os poços horizontais e delgados também se aplicam a

este tipo de poços. Existindo vedação entre os dois poços, as operações de controle de

kick se restringirão ao ativo. Se não existe isolamento, as seguintes recomendações

devem ser observadas:

a) Calcular as máximas pressões permissíveis no choke para ambos os poços.

Utilizar a menor das duas pressões como limite estabelecido no choke, no

fechamento e durante a circulação do kick.

b) Procurar identificar em que poço ocorreu o influxo. O kick no poço ativo é mais fácil

de ser controlado desde que a coluna esteja dentro dele. O comportamento das

pressões no choke e interior da coluna dão um forte indicativo do local da

ocorrência.

4. Ocorrência de kick havendo solubilidade do gás

Os casos mais importantes de solubilidade de gases em fluido de perfuração, são:

a) H2S e CO2 em fluidos a base água, a base óleo diesel ou sintético.

b) Gás natural em fluidos a base óleo diesel e sintético

Na ocorrência de um kick de gás em poços com fluidos a base óleo, algumas

dificuldades são apresentadas, tais como:

a) Na detecção do kick. O volume ganho na superfície é menor que o volume real do

influxo, devido a solubilidade. Perfurando com este tipo de fluido, a unidade de

perfuração deve ter um sistema de detecção confiável, corretamente

calibrado com precisão, visto que o aumento da vazão no retorno e do nível de

fluido nos tanques, não são tão evidente como nos fluidos a base água.

b) Caso o influxo não seja detectado, a circulação do mesmo a poço aberto resultará

numa constante redução da BHP. Quando o influxo atingir um ponto em que a

pressão seja a do seu ponto de bolha, grande parte do influxo passará para a fase


108

gasosa. Isto ocorre geralmente próximo a superfície, resultando em grandes

dificuldades no controle do poço.

c) Devido a maior compressibilidade do fluido de perfuração a base óleo em relação

ao fluido a base água, os seguintes problemas podem ser verificados:

Maior tempo para a estabilização das pressões, após o fechamento do poço.

Através do monitoramento através de uma planilha de fechamento é possível

detectar o instante em isto ocorre.

Maior tempo de resposta no bengala, quando alguma alteração é feita na

abertura do choke. Antes do corte da sapata é aconselhável se fazer um teste

para se estimar este tempo de resposta.

Após a parada da bomba o poço continuará fluindo devido a

descompressão do fluido de perfuração. Nas operações normais de perfuração

isto sempre se observará, assim deve-se medir o volume que retorna com o

desligamento da bomba de lama; este dado auxiliará numa futura identificação

de um influxo.

Ocorrendo a detecção do kick e o fechamento do poço, os procedimentos de controle a

ser empregados são os mesmos usualmente utilizados. Caso a pressão equivalente ao

ponto de bolha não seja atingida, a montante do choke, não haverá fase gasosa dentro

do poço, então as pressões no choke serão baixas, visto que o influxo se comportará

como um líquido. Após a passagem do mesmo pelo choke poderá haver uma grande

liberação de gás, principalmente se for em poço HPHT.

X - CONCEITO DE TOLERÂNCIA AO KICK

Para o entendimento de tolerância ao kick, é necessário que se defina, tolerância e

margem.

Tolerância: É um limite para determinada variável; um valor máximo ou mínimo.

Margem: É o que falta para que tal variável atinja a tolerância ou limite, ou seja, é a

diferença entre o valor da variável e seu limite (máxima ou mínimo).

A pressão de poros Pp da formação que, potencialmente, pode provocar o kick e a

pressão de absorção Pabs da formação exposta mais fraca, precisam ser estimados

da melhor maneira possível.

O modelo adotado como base deste desenvolvimento é o que assume o kick ocorrendo

no fundo do poço, em forma de bolha única, ocupando todo o espaço anular. Limites

impostos:

1. Comprimento do kick (Lk) deve ser menor ou igual ao poço aberto.


109

2. O sistema se encontra em equilíbrio estático com a pressão de poros da formação

produtora, expressa em massa específica equivalente (p)

3. A massa específica do fluido de perfuração (m) deve ser menor ou igual à massa

específica equivalente de absorção na sapata.

Fazendo-se o balanço das pressões do fundo até a sapata, tem-se:

Psap = Pp - Phk - Phfs

Psap - pressão na sapata

Pp — pressão de poros

Phk - pressão hidrostática do fluido invasor

Phfs - pressão hidrostática da lama do fundo a sapata (na situação do topo

do gás a sapata)

Caso se considerasse a condição dinâmica o segundo termo da equação teria um

termo adicional que seria as perdas de carga do fundo a sapata.

Em termos de massa específica equivalente a equação acima fica:

es x Dvs = p x Dv -kX Lk - m x (Dv - Dvs - Lk)

es - massa específica equivalente na sapata

Dvs - profundidade vertical da sapata

Dv - profundidade vertical do poço

k - massa específica do fluido invasor (gás)

Da equação acima, verifica-se que, à medida que a pressão de poros aumenta, a

pressão atuante na sapata também aumenta. Esta pressão de poros pode continuar

aumentando até que a pressão na sapata atinja a pressão de absorção. Quando

acontece diz-se que a pressão de poros atingiu um valor máximo, representado por

(kt)- A equação pode ser escrita da seguinte maneira:

Pabs = Pkt - Phi - Phfs

Daí,

Pkt = Pabs + Phi + Phfs


110

Expressando-se a equação em termos de massa específica equivalente, tem-se:

Logo:

Assim diante do exposto pode-se fazer a seguinte definição:

TOLERÂNCIA AO KICK, é a máxima pressão de poros, expressa em massa

específica equivalente, kt tai que, ocorrendo um kick com determinado volume

(comprimento Lk), a uma certa profundidade Dv, com lama existente m o poço poderá

ser fechado e circulado sem fraturar a sapata.

Dois limites já foram assim definidos:

1. Tolerância ao Kick, que é a máxima pressão de poros da formação produtora.

2. Pressão de absorção da formação mais fraca, adotada como sendo a sapata.

Uma vez estabelecido os limites, é preciso definir variáveis que permitam ao

projetista ou encarregado das operações terem uma base quantitativa para

avaliação de quão seguros estão em um determinado cenário. Tais variáveis são

chamadas margens, definidas em relação aos limites existentes.

Margem na sapata:

É a diferença entre o limite de absorção e a solicitação na sapata no momento.

Pmsk = Pabs – Psap

Em termos de massa específica equivalente é:

msk= abs – Pes

Margem de segurança ao kick, msk, é a diferença entre a massa específica

equivalente estimada para a absorção da sapata, pabs» e a máxima massa específica

equivalente, pes, atuante na mesma no momento do fechamento ou na circulação.

Margem de pressão de poros ou de tolerância ao kick :

Em frente à formação produtora, a margem, Pkt, é a diferença entre a Tolerância ao

Kick e a pressão de poros da formação.

Pkt = Pkt - Pp


111

Em massa específica equivalente será:

kt= kt- p

Comparação entre as margens: a margem de segurança ao kick e a margem de

pressão de poros, quando positivas, indicam a viabilidade da execução das operações

de controle de poço, sem fratura da sapata.

kt = kt - p > 0 Isto significa que a pressão de poros não atingiu a tolerância ao

kick. Neste caso para o volume especificado do kick, o poço pode ser fechado e

circulado sem fraturar ou absorver na sapata. Caso a diferença acima fosse menor ou

igual a zero, significaria que a pressão na sapata seria maior ou igual a Pabs. Neste

caso o poço não poderia ser fechado. O valor disto é permitir um controle para que se

possa trabalhar com segurança em condições de fechar o poço quando se fizer

necessário, sem correr o risco de absorção ou fratura na formação mais fraca.

msk = abs - es > 0 O raciocínio é o mesmo. Neste caso o poço pode ser

fechado e circulado com segurança, visto que, com o volume determinado do kick e

com a pressão de poros alcançada, a pressão na sapata é menor que a de absorção.

Significa que a pressão atuando na sapata, no momento especificado, é menor que a

pressão de absorção. Assim o poço pode ser fechado e circulado sem o risco de

absorção ou fratura.

Do exposto conclui-se que quanto maior for o volume do kick, e, conseqüentemente a

altura do mesmo, menor é a Tolerância ao Kick, isto é, a pressão de poros se aproxima

mais deste limite. À medida que a pressão de poros se aproximar deste limite, a

pressão atuando na sapata estará se aproximando da absorção, o que deve ser

evitado. Portanto, é essencial que se estabeleça, em face das condições da sonda, o

volume máximo de kick para a detecção e fechamento do poço.

A tolerância ao kick e as margens já definidas devem ser utilizadas tanto na elaboração

do projeto do poço quanto no acompanhamento da perfuração.

Exemplo:

Considerando a mesma profundidade, o mesmo volume de kick e uma margem de

segurança de manobra de 0,4 Ib/gal. Equação da tolerância ao kick em função do peso

de lama é: KT= 0,39m + 7,2. Conforme os dados fornecidos na tabela, conclua o

preenchimento da mesma.


112

Pm (Ib/gal)

PKT

(Ib/gal) PP

(Ib/gal) M.T.K

KY (Ib/gal)

M.S.M (Ib/gal)

Haverá kick Perfurando?

Haverá kick Manobrando?

Haverá fratura no fechamento?

10 11,6 0,4

11,7 11,6 0,4

12 11,6 0,4

12,1 11,6 0,4

11,3 11,6 0,4

Respostas: Usando-se a equação da tolerância ao kick, em função da massa específica do fluido

de perfuração, calcula-se o KT.

KT = 0,39m + 7,2 Pm (Ib/gal)

PKT

(Ib/gal) PP

(Ib/gal) M.T.K

KY (Ib/gal)

M.S.M (Ib/gal)

Haverá kick Perfurando?

Haverá kick Manobrando?

Haverá fratura no fechamento?

10 11,1 |_1 1,6 -0,5 0,4 Sim Sim Sim

11,7 11,8 11,6 0,2 0,4 Não Sim Não

12 11,9 11,6 0,3 0,4 Não Não Não

12,1 12,0 11,6 0,4 0,4 Não Não Não

11,3 11.6 11,6 0,0 0,4 Não Sim Não

Sempre o apkt for menor que zero, fraturará no fechamento. O que aconteceu na última

situação?

Exemplo: Faltavam 400 metros para a descida do próximo revestimento. O fiscal, com

as curvas de fratura e pressão de poros plotava, no mesmo gráfico, os valores

calculados do KT, considerando o mesmo volume do kick. O resultado do seu

acompanhamento está contido no gráfico abaixo. Pergunta-se:


113

a) O que você pode comentar sobre o fechamento do poço até a profundidade X?

b) Exatamente na profundidade X, o que aconteceu?

c) Que decisão, incluindo a gerência, deverá ser tomada com o que ocorreu na

profundidade X?

XI - PROCEDIMENTOS OPERACIONAIS PREVENTIVOS

1. Procedimentos na troca de turma

O sondador deve verificar, ou delegar a um dos membros da equipe, os seguintes

itens:

a) A fixação das linhas de estrangulamento, de matar, de surgência (se estiver

instalada) e do queimador.

b) A abertura da linha verde no choke manifold.

c) A estanqueidade e fixação das linhas de acionamento.

d) O registro de pressões do painel remoto do sondador, comparando-o com os da

unidade acumuladora - acionadora.

e) O perfeito encaixe da caixa de junção de dutos pneumáticos (se for ocaso) que ligam

o painel remoto à unidade de acionamento.

f) O suprimento de ar no painel remoto do sondador (se for o caso), na unidade de

acionamento do choke hidráulico e na de acionamento do BOP.

g) O funcionamento do contador de curso e do manômetro na unidade do choke

hidráulico.

h) A posição correia das válvulas de 4-vias.

i) As pressões indicadas na unidade.

j) A pressão regulada de ar nos transmissores de sinais da unidade de acionamento.

k) O volume de óleo no reservatório da unidade de acionamento do BOP.

l) O funcionamento das bombas e pressostatos da unidade de acionamento.


114

m) O volume de lama nos tanques.

n) Verificação das roscas da válvula d.e coluna reserva na plataforma e do inside BOP.

o) Acionamento das válvulas do kelly.

p) O registro da pressão reduzida (PRC).

q) Atualização das planilhas de informações prévias.

2. Perfurando

a) Manter a "linha verde" sempre em sua condição de operação. Somente a HCR,

próxima ao BOP deve permanecer fechada. Na linha de matar manter a válvula mais

afastada do BOP fechada.

b) Manter um componente da equipe monitorando as principais propriedades do fluido

de perfuração, massa específica e viscosidade; informando o sondador qualquer

anormalidade observada inclusive na vazão de retomo.

c) Manter atualizado, no boletim do sondador, o registro do volume de lama do

sistema.

d) Ajustar os indicadores de nível e de fluxo de lama

e) Determinar e registrar a pressão reduzida de circulação no inicio do turno ou troca

de broca ou de sobressalentes da bomba

f) Determinar o rendimento volumétrico das bombas, periodicamente, para um cheque

e sempre que houver substituição de sobressalentes.

g) Manter a planilha.de informações prévias atualizada

h) Manter as rotas de fuga desimpedidas.

3. Manobrando

Antes da retirada da coluna

a) Verificar se o poço está cheio de lama.

b) Retirar da plataforma de perfuração todas as ferramentas que não serão utilizadas

na manobra.

c) Verificar se as rotas de fuga estão desimpedidas.


115

d) Verificar se a keíly cock de reserva está aberta assim como o inside BOP e a

lubrificação das roscas destas válvulas. Verificar se estão em local de fácil acesso.

e) Verificar se o choke manifold está na posição de operação.

f) Verificar se o tanque de manobra está em correta condição de operação.

Durante a retirada da coluna

a) Monitorar o volume de ataque ao poço pela escala do tanque de manobra. Caso a

coluna esteja saindo cheia adequar essa escala para a situação.

b) Atentar para o reabastecimento do tanque de manobra

c) Não tentar ganhar tempo retirando a coluna com velocidade superior a

0,5m/s (aproximadamente 1 seção/min), principalmente a poço aberto.

d) Quando a broca chegar na sapata fazer um flow chek durante 5 minutos

e) Com a última seção de HW ainda no poço, fazer um flow check de 5 minutos.

f) Após a passagem da extremidade da coluna pelo cabeçal, proceder da seguinte

maneira:

• Abrir a válvula hidráulica (HCR)

• Fechar a gaveta cega ou cega cisalhante (se for o caso)

• Fechar o estrangulador de fluxo ajustável.

Antes da descida da coluna

a) Verificar se há pressão na linha de estrangulamento (linha do choke).

b) Não ocorrendo pressão na linha do choke:

• Abrir o choke ajustável

• Fechar a HCR

• Abrir a gaveta cega

c) Esvaziar o tanque de manobra e verificar a adequação da escala. ^

Durante a descida da coluna

a) Verificar se o poço devolve o volume de fluido esperado, monitorando pela escala do

tanque de manobra.

b) Cuidado ao passar com o BHA (conjunto de fundo) pelos preventores.


116

c) Não tentar ganhar tempo descendo a coluna com velocidade superior a 0,8 m/s em

poço aberto (40 segundos por seção).

Em situações especiais

Nas operações de revestimento dos poços intermediários e produção

a) Antes da descida

• Inserir na planilha de informações prévias os dados do revestimento a ser descido.

• Após a retirada da coluna de perfuração munir o BOP com gavetas compatíveis

com o revestimento que será descido, seguindo o seguinte procedimento:

- Descer uma seção de tubos de perfuração

- Instalar o inside BOP, mantendo-o aberto.

- Posicionar o corpo do tubo em frente a gaveta vazada inferior

- Fechar a gaveta de tubos inferior

- Substituir a gaveta cega pela de revestimento

- Retirar a válvula de coluna, abrir a gaveta e retirar a seção.

- Regular a pressão do BOP anular de acordo com o revestimento a ser descido,

conforme a recomendação do fabricante do equipamento.

b) Durante a descida

• Observar se o volume de lama retornando é compatível com o volume de aço

descido.

• Descer o revestimento cuidadosamente, com velocidade controlada durante todo o

percurso do poço aberto.

c) Após a descida e cimentação do revestimento

Atualizar a planilha de informações prévias com os dados do

revestimento descido

Determinar a pressão de absorção próximo a sapata, através do Teste de

absorção, conforme for a programação.

4. Perfilagem e canhoneio

Utilizar o tubo extensor "riser" com preventor para cabo, quando em operações

de canhoneio para a produção ou em perfilagem onde se espera

hidrocarbonetos.


117

5. Testes de formação, Testes de produção ou pescaria

Adequar a planilha de informações prévias com os dados da coluna utilizada

6. Perda de circulação

Caso haja perda parcial considerar como pressão de absorção aquela que

originou a perda menos a correspondente a uma lama de 0,3 Ib / gal.

7. Adestramento

a) Objetivo

Garantir que todos os elementos das equipes de perfuração realizem

prontamente e com segurança os procedimentos de detecção e fechamento do

poço.

b) Competência

Cabe ao Técnico de Operação conduzir as operações de simulação para o

adestramento do pessoal.

c) Rotina

Para um adestramento eficiente, deverão ser realizadas simulações a cada

período de trabalho das turmas de perfuração, de tal modo a permitir o

conhecimento dos equipamentos e da unidade de perfuração bem como

a atribuição de sua função na fase de controle de erupções.

O adestramento deve ser iniciado pela capacitação de todos em identificar os mínimos

sinais de kick.

Obs. Em qualquer situação que indique a presença de um kick, todas as ações

devem ser executadas no sentido de fechar o poço, sem perder tempo em se

averiguar a veracidade dos sinais.

d) No fechamento do poço

O ensaio consiste em se simular um indício de kick de surpresa, e observar a

ação da turma, até que o poço seja fechado corretamente, medindo-se e

registrando os seguintes tempos:

o Tempo decorrido do início da erupção à percepção do sondador. Este

tempo não deve ser superior a 1 minuto.

o O tempo decorrido desde a percepção do sondador e o fechamento correio do

poço. Este tempo não deve exceder a 3 minutos.


118

Primeiramente cada componente da turma deve ser instruído sobre sua tarefa no

momento da ação. Será dado um alarme e então observado o adestramento.

Esses ensaios devem ser feitos em todas as situações em que possa vir a ser

necessário fechar o poço, ou seja:

o Em perfuração normal

o Em manobras com tubos de perfuração

o Em manobras com comandos

o Sem coluna no poço

o Em operações especiais

Os tempos gastos para fechamento do poço deve ser minimizados.

Uma planilha de adestramento deve ser preenchida.

XII-RESPONSABILIDADES ESPECÍFICAS APÓS O FECHAMENTO DO POÇO.

1 - Engenheiro de Petróleo:

Verificar se o poço foi fechado corretamente

Verificar a estanqueidade do E.S.C.P

Em articulação com o corpo técnico definir o procedimento de controle »

Promover reunião para o planejamento de controle

Acompanhar o Técnico de Operação durante o controle

2 - Técnico de Operação:

Verificar se o poço foi fechado corretamente

Verificar a estanqueidade dos E.S.C.P

Verificar a planilha de fechamento do poço, para a determinação das pressões

SIDPP e SICP.

Em articulação com o corpo técnico coordenar e executar os procedimentos de

controle

3 - Técnico de Fluido ou o Químico:

Assistir ao encarregado quanto a:

Verificação das propriedades da lama

Preparação da lama

Controle de volume

Coordenar os trabalhos de adensamento do fluido de perfuração


119

Informar o Técnico de Operação sobre a preparação do fluido adensado

4 - Operador H (sondador):

Assistir ao Técnico de Operação quanto a:

Preenchimento da planilha de fechamento de poço; determinando a SIDPP e

SICP.

Execução dos procedimentos de controle; operando a bomba.

Distribuir e supervisionar as tarefas dos plataformistas.

5 - Operador I (plataformista e torrista)


Funcionamento das bombas de lama

Correção de vazamento nas linhas de fluxo

Assistir ao operador II quanto a:

Verificação de vazamentos

Verificação de pressões

Operações na plataforma

Assistir ao químico quanto a:

O adicionamento de aditivos ao fluido de perfuração

6 — Mecânicos


Funcionamento dos motores diesel

Verificação da parada instantânea

Eliminação de fagulhas

Funcionamento da unidade de acionamento

7 - Eletricistas


Funcionamento dos motores elétricos

Verificação do sistema protetor de centelhas

Verificação do funcionamento da instrumentação.

8 - Técnico de Segurança

Detectar a presença de gás

Supervisionar os trabalhos quanto à segurança

Preparar para combate a incêndio.


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* GRAU X52 ** GRAU B


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126

BIBLIOGRAFIA

.

1. WelI Control Problems and Solutions (Neal Adams)

2. Applied Drilíing Engineeríng (Bourgoyne)

3. APIRP-59(1987)

4. World Oil - March 1998 p.46

.


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128

CADERNO DE EXERCÍCIO DE CONTROLE DE POÇOS.

01- Defina pressão hidrostática. __________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

02- Escreva as formulas para calculo de pressão hidrostática.

__________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

03- Defina gradiente de pressão. __________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

04- Escreva as formulas para calculo de gradiente de pressão.

__________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

05- Calcule a pressão hidrostática de fluido com peso equivalente a 10 lb.gal numa profundidade de 2000 metros.

__________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

06- Calcule o gradiente de pressão em psi.metro e psi.pe do fluido com o peso equivalente a 10 lb.gal.

__________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

07- Defina KICK.

__________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________


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08- Defina Blowout.

__________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

09- Defina Blowout Subterraneo.

__________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

10- Defina Balance, Underbalance e Overbalance.

__________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

11- Cite os indícios de Kick.

__________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

12- Cite as causas de Kick.

__________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

13- Defina os procedimentos de fechamento de poço, HARD e SOFT.

__________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

14- Comente sobre o PH do fluido de perfuração.

__________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

15- Qual o equipamento utilizado para medir viscosidade.

__________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________


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16- Qual o componente utilizado para aumentar a viscosidade do fluido de perfuração.

__________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

17- Qual o componente utilizado para aumentar o peso do fluido de perfuração.

__________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

18- Calcule a área das seguintes figuras. Lados iguais= 5 pol Diametro= 4 pol

19- Calcule o volume das seguintes figuras geométricas Lados iguais= 5 pol Diametro= 4 pol


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20 – Calcule a capacidade volumétrica de um tubo com diâmetro 4,276 pol.

21 – Calcule o volume em barris que preenche 100 metros de tubo com capacidade equivalente a 0,0583 barril.m.

22- Calcule a capacidade volumétrica entre um revestimento com ID = 8,925 pol e um tubo com OD= 5 pol

23- Defina os métodos de controle de poços.

__________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

arquivo controle de poços fluidos kick blow out preventer

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