curso de completaÇÃo de poÇos

FUNDAMENTOS DE

COMPLETAÇÃO DE POÇOS

Universidade Petrobras-BA

Professor: Raymundo Jorge de Sousa MANÇÚ

UN-BA / ATP-N / OP-BA - Supervisor de Elevação – Campo de Buracica

Tel: 71. 642-6907 OU Rota - 823-6907 – 75.9971-7922

[email protected]

Instrutor – Raymundo Jorge de Sousa Mançú

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ÍNDICE

Introdução....................................................................................................... 3

Tipos de Completação................................................................................... 3 – 8

(quanto a posição da cabeça, qto. ao tipo de revestimento e

quanto as zonas explotadas)

Fases de uma Completação........................................................................... 8 – 16

(instalação de equip. de segurança, condicionamento do poço,

avaliação/perfil, canhoneio, equipagem do poço e indução de surgência)

Tipos de Operações de Investimento e de Manutenção............................ 16 – 26

(avaliação, completação, recompletação, restauração, estimulação,

mudança de método, limpeza e abandono)

Operações Especiais em Poços..................................................................... 26 – 53

(canhoneio, perfilagem, squeeze-compressão de cimento, acidificação,

fraturamento, teste de formação, flexitubo, nitrogênio, gravel pack)

Fluido de Completação................................................................................. 53 – 57

Princípio da Hidrostática............................................................................. 58 - 72

Check List para Intervir em Poços de Gás................................................. 72 – 74

Procedimentos para Amortecimento de Poços completados.................... 74 – 91

(tabelas de cálculos do peso específico, gradiente de pressão e

pressão hidrpstática)

Equipamento de Superfície.......................................................................... 91 – 103

(Suspensôres-Donat, árvores de natal, acessórios e adaptadores)

Equipamento de Subsuperfície ................................................................... 103 – 116

(coluna de produção, DHSV-válvula de segurança-mar, mandril,

acessórios, sliding sleeve, shear-out, hidro-trip)

Packers Recuperável, Permanente, de Operação e de Produção............ 116 – 139

(assentamento mecânico e hidráulico)

Outros Equipamentos de Subsuperfície / Equip. de Sonda .................... 139 – 152

Tipos de Poços Revestidos........................................................................... 152– 153

Principais Métodos de Elevação (BME, GL, BCP E BCS)...................... 153 – 167

Tabelas de Conversão de Unidades e Composições de Colunas de Poço 168 – 179

Lay Out dos Poços Sob Plataformas Fixas............................................... 179 – 181

Definição, Objetivo do Let Dow no poço, cálculos e prospecto.................181 - 184

Questionário / Referências Bibliografia.................................................... 184 - 193


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INTRODUÇÃO:

O ATP-N-S / IP é uma gerência da UN-BA prestadora de serviços. Ela executa os

serviços de Completação, Restauração, Estimulação e Limpeza de poços revestidos.

Estes serviços são solicitados pelo ATP-N-S/RES (poços exploratórios / pioneiros).

O ATP-N-S/RES Gerência da UN-BA que estuda , avalia e controla os reservatórios

de hidrocarbonetos. Todas as intervenções (Recompletação, restauração, avaliação ou

estimulação) que venham a modificar ou alterar determinado poço em relação ao intervalo

produtor/injetor do reservatório, só podem ser executados pelo IP, atendendo solicitação da

equipe do reservatório.

Somente as intervenções de limpeza podem ser executadas pelas gerencias

operacionais dos Ativos (OP´s), sem a interferência do RES-N/S já que, não vão ser

modificadas as condições de reservatórios do poço.

Esta apostila está gravada em CD, é uma compilação de vários trabalhos, cuja relação

está nas referências bibliográficas, como também, tivemos uma grande contribuição nesta

elaboração, dos colegas do ATP-N/IP/Taquipe, Fiscais e Encarregados das SPT’s, dos colegas

operadores e ajudante administrativo do ATP-N/OP-BA – Campo de Buracica, na digitação e

scanneamento de figuras para o curso, levantamento de tabelas, disponibilidade de manuais e

fotos, para facilitar o aprendizado dos nossos futuros colegas treinandos na área de

Completação e de Elevação de Petróleo.

Este manual não esgota o assunto, estando aberta para sugestão de melhorias e

inclusão de novos assuntos e tecnologias da área, que tem como objetivo principal

transformar o conhecimento tácito em explícito – conhecimento da organização.

TIPOS DE COMPLETAÇÃO:

QUANTO AO POSICIONAMENTO DA CABEÇA DO POÇO

As reservas petrolíferas brasileiras ficam localizadas em áreas terrestres e marítimas.

As reservas marítimas ocorrem em lâminas d’agua rasas e profundas. Disto resultam

diferenças importantes na perfuração e completação dos poços, principalmente no que se

refere aos sistemas de cabeça do poço e ao tipo de árvore de natal utilizada.


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Em terra, a cabeça do poço fica na superfície (no máximo a uns poucos metros do

solo). No mar, em águas mais rasas, também é possível trazer a cabeça do poço para a

superfície, efetuando-se a completação dita convencional, ou seca. Neste caso, a cabeça do

poço se apóia numa plataforma fixa que, por sua vez, é apoiada no fundo do mar. Mesmo em

águas rasas, a cabeça do poço pode ficar no fundo do mar, completando-se com árvore de

natal molhada (ANM). Em águas mais profundas, onde é inviável trazer até a superfície, a

cabeça do poço fica no fundo do mar, instalando-se ANM.

QUANTO AO REVESTIMENTO DE PRODUÇÃO

Buscando atender os requisitos básicos anteriormente citados, as completações

podem ser realizadas de acordo com os métodos a seguir discutidos. Tais métodos se referem

às configurações básicas poço-formação, aplicáveis a cada situação específica e podem

apresentar variações que os tornam bem mais sofisticados.

QUANTO AO REVESTIMENTO DE PRODUÇÃO, UMA COMPLETAÇÃO PODE

SER:

• A POÇO ABERTO;

• COM LINER RASGADO.

• COM REVESTIMENTO CANHONEADO;


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COMPLETAÇÃO A POÇO ABERTO

Durante a perfuração, ao se atingir a topo da zona produtora, o revestimento de

produção é descido e cimentado. Em seguida esta é perfurada até a profundidade final após o

que se coloca o poço em produção com a zona totalmente aberta. Caso seja necessário um

novo revestimento de produção poderá ser assentado posteriormente, convertendo o método

em um dos outros citados.

Obviamente, tal método é somente, aplicável a formações totalmente competentes:

os embasamentos fraturados, os calcáreos, dolomita e os arenitos muitos bem consolidados.

Também o intervalo produtor não pode ser muito espesso, a menos que a formação produtora

tenha características permo-porosas homogêneas e contenha um único fluido.

As principais vantagens do método são: maior área aberta ao fluxo; economia de

revestimento e canhoneio; minimiza o dano de formação causado pelo filtrado do fluido de

perfuração e da pasta de cimento, já que se pode usar um fluido de perfuração adequado para

perfurar a zona produtora, após o assentamento do revestimento de produção.

A desvantagem mais importante é a impossibilidade de se colocar em produção

somente parte do intervalo aberto, visto que não são poucas as vezes em que estão presentes

simultaneamente óleo, água e gás, sendo que normalmente o único interesse está na produção

do óleo.

COMPLETAÇÃO COM LINER RASGADO

Nesse método o revestimento de produção é assentado e cimentado acima do topo da

zona de interesse, prosseguindo-se posteriormente a perfuração até a profundidade final

prevista. Avaliada a zona e decidido completar, é descido uma coluna de tubos os quais

podem ser rasgados ou lisos, denominados “liner”, a qual ficará assentada no fundo do poço e

suspensa pela extremidade inferior do revestimento de produção.

As principais vantagens e desvantagens da completação com liner rasgado são

similares às do poço em frente a zona produtora e nas desvantagens o fato de resultar numa

redução do diâmetro do poço frente à zona produtora. Embora em desuso nos poços

convencionais, pode encontrar uma boa aplicação em poços horizontais.


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No caso de liner com tubos lisos, o qual é cimentado, diferente portando do liner

rasgado, as vantagens e desvantagens são similares ao revestimento canhoneado. Pode ser

acrescida nas vantagens o menor custo com revestimento e nas desvantagens a mudança de

diâmetro dentro do poço, gerado dificuldades para passagem de equipamento.

COMPLETAÇÃO COM REVESTIMENTO CANHONEADO

Perfurado o poço até a profundidade final e avaliada a zona como produtora

comercial de óleo e ou gás, é descido o revestimento de produção até o fundo do poço, sendo

em seguida cimentado. Posteriormente é canhoneado o revestimento defronte aos intervalos

de cargas explosivas, colocando assim o reservatório produtor em comunicação com o interior

do poço.

Como grandes vantagens desse método tem-se: permite seletividade, tanto na

produção quanto na injeção de fluidos na formação; favorece o êxito das operações de

restauração; diâmetro único em todo poço;permite controlar formações desmoronáveis.

As principais desvantagens do método são: custo do canhoneio; tem sua eficiência

dependente de uma adequada operação de cimentação e canhoneio.

COMPLETAÇÃO QUANTO AO NÚMERO DE ZONAS EXPLORADAS

Sob este aspecto, as completações podem ser: SIMPLES, DUPLA OU

SELETIVA.


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COMPLETAÇÃO SIMPLES

Caracteriza-se pelo poço possuir uma tubulação metálica, descida pelo interior do

revestimento de produção, da superfície até próximo à formação produtora. Esta tubulação,

acompanhada de outros equipamentos, denomina-se coluna de produção.

Este tipo de completação possibilita produzir de modo controlado e independente

somente uma zona de interesse. Duas zonas podem ser colocadas em produção pela mesma

coluna, o que não é recomendado para controle do reservatório.

COMPLETAÇÃO DUPLA

Este tipo de completação possibilita produzir simultaneamente, num mesmo poço,

duas zonas ou reservatório diferentes, de modo controlado e independente, tanta no que diz

respeito a volumes produzidos como a pressões, razões gás/óleo e óleo/água, etc. Isto é

possível instalando-se duas colunas de produção com obturadores (packers).

As principais vantagens deste método são:

• Produção e controle de vários reservatórios produzidos simultaneamente;

• Possibilidade de produção de zonas marginais que poderiam não justificar a perfuração de

poços somente para produzi-las;

• Aceleração do desenvolvimento do campo;

• Diminuição do tempo de utilização dos equipamentos e tubulações para o atingimento de

uma mesma produção acumulada do poço;

• Liberação mais rápida do investimento para novas aplicações;

• Diminuição do número de poços necessários para drenar as diversas zonas produtoras;

As principais desvantagens do método são:

• Maior dificuldade na seleção e utilização dos equipamentos, com maiores possibilidades de

problemas;

• As restaurações, embora menos freqüentes, são mais complexas;

• Maior dificuldade na aplicação dos métodos artificiais de elevação;


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COMPLETAÇÃO SELETIVA

Neste caso é descida somente uma coluna de produção, equipada de forma a permitir

a produção de várias zonas ou reservatórios seletivamente, ou seja uma por vez. Disto resulta

o perfeito controle dos fluidos produzidos em cada reservatório, bem como a facilidade

operacional de se alterar a zona em produção.

FASES DE UMA COMPLETAÇÃO

INSTALAÇÃO DOS EQUIPAMENTOS DE SEGURANÇA

É a primeira fase da completação e visa possibilitar o acesso ao interior do poço, com

toda a segurança necessária, para execução das demais fases.

A cabeça de produção é um equipamento que fica conectado, através de parafusos e

flanges, à cabeça de revestimento e ao preventor de erupções, tendo como função principal

servir de apoio à coluna de produção que será descida numa fase posterior da completação,

por meio de um suspensor. Possui saídas laterais que permitem o acesso ao espaço anular

entre o revestimento de produção e a coluna de produção. O preventor de erupções (BOP) é

um equipamento instalado sobre a cabeça de produção e tem com objetivo fundamental

permitir o fechamento do poço com segurança no caso de um fluxo inesperado da formação.

CONDICIONAMENTO DO POÇO

Uma vez instalado os equipamentos de segurança, procede-se a fase de

condicionamento do revestimento de produção e a substituição do fluido que se encontra no

interior do poço por um fluido de completação.

Para o condicionamento é descido broca e raspador, através de uma tubulação

metálica, conhecida como coluna de trabalho, de modo a deixar o interior do revestimento de

produção (e liner, quando presente) gabaritado e em condição de receber os equipamentos

necessários. A broca é utilizada para cortar os tampões de cimento e/ou mecânicos, deixados

no interior do poço quando se seu abandono temporário pela perfuração, bem como restos da


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cimentação primária. O raspador é uma ferramenta com lâminas retráteis, que desce raspando

a parte interna do revestimento de produção, retirando a que foi deixado pela broca.

Geralmente o condicionamento é feito até o colar flutuante, com peso sobre broca,

rotação da coluna e vazão de circulação direta do fluido adequadas, de forma que se obtenha

uma boa eficiência no corte e no carreamento das partículas de cimento cortado pode decantar

sobre a broca, ocasionando uma pescaria. Normalmente, a cada trinta metros de cimento

cortado, é deslocado um colchão viscoso para limpeza do poço.

Imediatamente antes e após o corte dos tampões de cimento e/ou mecânicos, é

efetuado teste de estanqueidade do revestimento de produção, pressurizando-o durante dez ou

quinze minutos, para verificação da existência ou não de vazamentos (furos, conexões de

revestimento vazando, etc). Caso não se consiga pressão estabilizada e, procede-se a

localização e correção do vazamento.

O fluido de completação, geralmente é uma solução salina, isenta de sólidos,

compatível com a formação e com os fluidos nela contidos, de forma a não causar nenhum

tipo de dano na formação, que restrinja a vazão do poço. Além disso, o fluido deve possuir

peso específico capaz de fornecer pressão hidrostática no interior do poço um pouco superior

à pressão estática da formação.


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A substituição do fluido é feita, com o auxílio de bombas de deslocamento positivo,

circulando o fluido diretamente pelo interior da coluna de trabalho, com retorno na superfície

pelo anular.

AVALIAÇÃO DA QUALIDADE DA CIMENTAÇÃO

A cimentação destina-se a promover vedação hidráulica entre os diversos intervalos

permeáveis, ou até mesmo dentro de um único intervalo permeável, impedindo a

intercomunicação de fluidos por detrás do revestimento, bem como propiciar suporte

mecânico ao revestimento.

A existência de uma efetiva vedação hidráulica é de fundamental importância técnica

e econômica, garantindo um perfeito controle da origem (ou destinos) dos fluidos produzidos

(ou injetados). O prosseguimento das operações no poço sem observação deste requisito pode

gerar diversos problemas: produção de fluidos indesejáveis devido a proximidade dos

contatos óleo/água ou gás/óleo, teste de avaliação das formações incorretos, prejuízo no


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controle dos reservatórios e operações de estimulação mal sucedidas, com possibilidades

inclusive de perda do poço.

Para se inferir a existência ou não de intercomunicações entre os intervalos de

interesse, avalia-se a qualidade da cimentação, que é função de uma série de fatores tais como

geometria do poço, qualidade do cimento, parâmetros de injeção e centralização do

revestimento centralização.

Caso seja comprovada a não existência de vedação hidráulica se procede a correção

da cimentação primária, efetuando canhoneio (furos no revestimento) e a compressão do

cimento nos intervalos deficientes. A decisão quanto a necessidade ou não da correção de

cimentação é uma tarefa de grande importância e deve ser tomada com máxima de segurança

possível, pois a operação, principalmente no caso de poços marítimos.

Para se avaliar a qualidade da cimentação são utilizados perfis acústicos, que medem

a aderência do cimento ao revestimento e do cimento á formação. Em função da interpretação

dos perfis obtidos se decide quanto a necessidade ou não de correção da cimentação.

PERFIL CBL/VDL

O sistema usado para perfilagem acústica é composto basicamente por um

transmissor, um receptor e um aparelho de medição. O transmissor é acionado por energia

elétrica, emitindo pulsos sonoros de curta duração que se propagam através do revestimento

cimento e formação, antes de atingir dois receptores: um a 3 pés e outro a 5 pés do

transmissor. Aí são reconvertido em sinal elétrico e enviado para um medidor na superfície,

através de cabos conectores.


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O perfil CBL (controle de aderência da cimentação) registra a amplitude em mV, da

primeira chegada de energia ao receptor que está a 3 pés. A atenuação produzida pela

aderência do cimento ao revestimento depende da resistência à compressão do cimento, e do

diâmetro e espessura do revestimento, e da percentagem da circunferência cimentada.

O perfil VDL (densidade variável) registra a onda detectada pelo receptor que está a

5 pés e apresenta-a, qualitativamente, durante um período de 1 ms (começando a 200us e

acabando a 1200us) as partes positivas da onda aparecem em escuro, e as negativas em claro;

a cor cinza corresponde à amplitude zero.

A boa aderência cimento revestimento é detectada pela presença de valores baixos de

no perfil CBL, enquanto a boa aderência cimento formação é detectada pela ausência de sinal

de revestimento e presença de sinal de formação no perfil VDL.

O revestimento livre produz altos valores no perfil CBL e, no perfil VDL, um

característico padrão de faixas paralealas, retas, claras e escuras, as luvas são reconhecíveis

em ambos os perfis.

CANHONEIO

Uma vez avaliada a qualidade da cimentação e confirmada a existência de um bom

isolamento hidráulico entre os intervalos de interesse, a etapa seguinte é a do canhoneio.

É uma operação que tem por finalidade colocar a formação produtora em contato

com o interior do poço revestido, através de perfurações, com potentes cargas explosivas.

Estas perfurações penetram na formação algumas polegadas após atravessarem o revestimento


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e o cimento, criando canais de fluxo por onde se processa a drenagem dos fluidos contidos no

reservatório.

As cargas explosivas são dispostas e alojadas de forma conveniente em canhões.

Uma vez estando o canhão posicionado em frente ao intervalo desejado é acionado um

mecanismo de disparo que detona as cargas explosivas. Estas cargas são devidamente

moldadas de forma a produzirem jatos de alta energia, com velocidades de até 6000m/s, que

incidindo numa pequena superfície do revestimento geram pressões da ordem de 4.000.000

PSI e promovem a perfuração no revestimento, cimento e formação.

Aos canhões utilizados podem ser de vários tipos, sendo necessário uma seleção

adequada para cada situação. Existem canhões que são descidos com cabo elétrico por dentro

do revestimento (convencional), canhões descidos por dentro da coluna de produção (through

tubing) e canhões enroscados com a coluna de tubos (TCP / tubing conveyed perfuration).

Os canhões convencionais e TCP têm diâmetro maior que os que descem pelo

interior da coluna de produção, permitindo o uso de cargas maiores, e conseqüentemente

maior poder de penetração.

Uma série de parâmetros relacionados com a geometria de canhoneio tem influência

significativa no índice de produtividade do poço, tais como: densidade de jatos

9perfurações/(unidade de comprimento), profundidade de penetração, defasagem entre os

jatos (0°, 90°, 120° e 180°), distância entre o canhão e o revestimento e o diâmetro de entrada

do orifício perfurado.


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O canhoneio pode deixar parte dos furos obstruídos e causar dano na formação,

resultante da ação compressiva dos jatos, comprometendo o índice de produtividade do poço.

Quando se utiliza canhoneio pelo interior da coluna ou do tipo TCP este dano pode ser

minimizado, realizando a operação com pressão hidrostática no interior do poço inferior a

pressão estática da formação. Desta forma se obtém um fluxo imediato pelos orifícios

perfurados, desobstruindo-os. As operações com canhão convencional são realizadas com

diferencial de pressão no sentido poço/formação, por motivos de segurança.

EQUIPAGEM DO POÇO

Nesta etapa, o poço recebe equipamentos de sub-superfície (coluna de produção) e de

superfície (árvore de natal).

A coluna de produção pe constituída basicamente por tubulação metálica removível

(tubulação de produção), onde ficam conectados uma série de outros componentes, sendo

descida pelo interior do revestimento de produção com as seguintes finalidades básicas :

conduzir, de forma otimizada e segura, os fluidos produzidos até a superfície, proteger o

revestimento contra fluidos agressivos (CO2, H2S, etc) e pressões elevadas e possibilitar a

circulação de fluidos para o amortecimento do poço em intervenções futuras.

A composição de uma coluna de produção é função de uma série de fatores, tais

como: localização do poço (terra o mar), regime de produção de fluidos (surgente ou elevação

artificial), tipo de fluido a ser produzido, necessidade de contenção da produção de areia

associada aos hidrocarbonetos, vazão de produção, número de zonas produzindo

(completação simples, dupla ou seletiva), etc.

Os equipamentos mais encontrados nas colunas de produção são: obturador, válvula

de segurança de sub-superfície e suspensor de coluna de produção. Uma composição ótima de

coluna, levando-se em conta os aspectos de segurança, técnico/operacional e econômico, é

obtida questionando-se sempre a validade da utilização de um equipamento em uma

determinada posição.

O obturador (packer) é capaz de vedar o espaço anular entre a coluna e o

revestimento de produção, tendo com finalidades básicas: auxiliar a coluna na proteção do

revestimento de produção contra pressões elevadas e fluidos agressivos, isolar trechos

danificados do revestimento com vazamento, possibilitar a completação dupla e seletiva e

aumentar a eficiência dos métodos de elevação artificial. Uma da s formas de classificá-los, se


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refere ao mecanismo de assentamento, podendo ser mecânicos ( por tração ou compressão

imposta pela coluna de produção), ou hidráulicos/hidrostáticos (diferencial de pressão interior

da coluna) anular.

O suspensor da coluna de produção é o componente que se localiza na extremidade

superior da coluna, ancorando-a na cabeça de produção nas completações secas, ou no

alojador da alta pressão, no caso de completação molhada.

O suspensor fornece vedação entre a coluna e o revestimento de produção. Nas

completações secas o acesso ao anular se dá pelas saídas laterais da cabeça de produção,

sendo que pelo suspensor se dá o acesso ao interior da coluna. Nas completações molhadas,

onde a cabeça do poço fica no fundo do mar o acesso à coluna e ao anula se dá, na vertical,

pelo suspensor, visto que o alojador de alta pressão (housing) não dispõe de saídas laterais.

Após a descida e ancoragem da coluna de produção, o preventor de erupções (BOP)

é retirado e se procede a instalação da Árvore de Natal.

Árvore de Natal é um sistema composto de um conjunto de válvula que permite o

controle do fluxo de fluido do poço, com segurança, durante a sua vida produtiva. No caso de

completação seca é instalada sobre a cabeça de produção, denominada Árvore de Natal Seca

ou Convendional, e em completações molhadas, sobre o alojador de alta pressão, recebendo o

nome de Árvore de Natal Molhada.

INDUÇÃO DE SURGÊNCIA

É o conjunto de operações que visa reduzir a hidrostática do fluido de completação a

um valor inferior à pressão estática da formação, de um modo que o poço tenha condições de

surgência.

Pode ser dividida em quatro grupos: indução através das válvulas de gás-lift, indução

através de flexitubo, indução pela substituição do fluido da coluna por outro fluido menos

denso e pistoneio.

Os dois primeiros métodos trabalham com a gaseificação do fluido do interior da

coluna como forma de diminuir sua hidrostática. No primeiro, o gás é injetado inicialmente no

anular do poço, passando para o interior da coluna, de forma controlada, através de

equipamentos especiais chamados de válvulas de gás-lift. No segundo método o gás é injetado

por uma tubulação metálica flexível que é descida pelo interior da coluna de produção. O

terceiro método trabalha com a substituição do fluido de completação por outro fluido mais


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leve (diesel ou nitrogênio). O quatro método trabalha com a retirada mecânica do fluido de

completação por um copo especial, que durante a sua descida pelo interior da coluna, com um

cabo de arame, permite que o fluido passe para a parte superior, e durante sua retirada veda na

parede interna da coluna, expulsando o fluido da parte superior, funcionando como um pistão.

TIPOS DE OPERAÇÕES EM POÇOS

Normalmente, toda operação efetuada em um poço após a sua perfuração e chamada de

COMPLETAÇÃO. Na verdade, completação é apenas uma das várias operações existentes.

Estas se dividem basicamente em dois grupos: INVESTIMENTO e MANUTENÇÃO.

OPERAÇÕES DE INVESTIMENTO

É o conjunto de operações efetuadas durante a primeira intervenção em uma

determinada Formação atravessada por um poço, após a conclusão dos trabalhos de

exploração e perfuração, visando a sua avaliação e posterior produção e/ou injeção de fluídos.

Podem ser operação de AVALIAÇÃO, COMPLETAÇÃO e RECOMPLETAÇÃO.

AVALIAÇÃO

Atividade executada visando definir os parâmetros da formação (permeabilidade,

dano, etc), verificar a procedência dos fluídos e o índice de produtividade (IP) ou injetividade

(II) dos poços.

AS PRINCIPAIS SÃO: TFR, TP, RP ou MP.

T R F – TESTE DE FORMAÇÃO A POÇO REVESTIDO

Durante a perfuração de um poço, pode-se (e almeja-se) encontrar indícios de rochas

portadores de óleo e/ou gás, que necessitam ter o seu potencial devidamente avaliado. O teste

mais completo (e complexo) é o TRF. As figuras 1 a 5 a seguir ilustram simplificadamente as

operações que são realizadas em um poço desde o final da perfuração até que este esteja para

a execução do teste.


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É então descida uma coluna especial no poço composta de diversos equipamentos,

dentre os quais destacamos os registradores de pressão e temperatura, o packer de operação,

os amostradores, a válvula para fechamento do poço no fundo, e as válvulas para circulação.

O poço é colocado em fluxo, pelo interior da coluna, visto que o packer isola o espaço anular

coluna de teste x revestimento do poço: mede-se então na superfície a Vazão de Líquido

(QLíquidos), Vazão de Gás (QGás) (determinando-se na RGL - Razão Gás Líquido – ou seja,

quantos m3

de gás foram produzidos para cada m3

de líquido aferido – note que tal gás

geralmente encontra-se dissolvido no sei do óleo produzido: a Razão Gás-Óleo – RGO – é

uma outra referência – significando quantos m3 de gás foram produzidos para cada m

3 de óleo

aferido), BSW (% de água e sedimentos presentes no volume de líquidos produzidos): durante

o fluxo, os registradores estarão medindo a Pressão de Fluxo (Pwf) e a Temperatura. Note que

existe uma Pwf para cada valor de QLíquidos medida na superfície, somente havendo sentido

em referir-se a uma determinada Pwf quando associa-se a esta a sua Vazão correspondente –

exemplo: caso um poço esteja produzindo com uma determinada Vazão, com um “choke” na

superfície de 1/2", ao restringir-se esta abertura do “choke” para 1/4" a vazão deverá

DIMINUIR, e a pressão de fluxo lida no registrador no fundo irá AUMENTAR. Se, ao

contrário, abrir o "choke” de 1/2" para 3/4", a vazão deverá AUMENTAR, e a pressão de

fluxo lida no registrador no fundo irá DIMINUIR – tal fato é explicado pelo fato de, quando

menor a abertura do “choke”, maior a perda de carga observada, o que irá refletir-se também

no fundo do poço.

Durante o fluxo, os amostradores de fundo, que descem abertos, são fechados,

trapeando amostras dos fluídos produz dos pela Formação. Aciona-se então a válvula para

fechamento no fundo, iniciando então o período de Estática. Nesse período os registradores

estarão medindo um crescimento de pressão: caso o poço fosse mantido um longo período

fechado, esta Pressão tenderia à Pressão Estática do Reservatório (Pest). Mas, mesmo que a

Pest não seja atingida no período em que o poço foi mantido fechado, é possível extrapolar os

valores lidos e determinar a Pest. Ao final do TRF, as válvulas para circulação são abertas,

permitindo o deslocamento do óleo + gás da coluna por fluído de completação, amortecendo

então o poço, permitindo a posterior retirada da coluna de teste com segurança.

O IP – Índice de Produtividade – é o parâmetro que indica de forma simples e direta o

potencial de um determinado poço.


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IP = QLÍQUIDO / Pest-Pwf

O IP representa a vazão de líquidos que podem ser reduzidas para uma determinada

queda de pressão em frente aos canhoneados. As unidades adotadas na PETROBRAS são:

para QLíquidos, m3/d e para Pressão, kgf/cm

2. Exemplo: se um determinado poço tem um IP =

10(m3/d) / (kgf/cm

2), significa que ele é capaz de produzir 10 m

3/d para cada queda de 1

kgf/cm2 de pressão em frente aos canhoneados. Se (Pest – Pwf) = 20 kgf/cm

2, este poço

produzirá 10 * 20 = 2000 m3/d.

Similarmente, o II – Índice de Injetividade – representa a vazão de fluídos que podem

ser injetados para um determinada diferencial de pressão (Pwf – Pest) em frente aos

canhoneados.

TP – TESTE DE PRODUÇÃO

É semelhante ao TRF, porém o fechamento do poço ocorre na superfície, não existindo

a necessidade de uma coluna especial para o teste. Os registradores são descidos e

posicionados no fundo do poço com arame.

Como fluxo em um poço de petróleo é multifásico (líquido + gás), o fato de fechar-se

o poço na superfície faz com que a pressão lida nos registradores de fundo seja influenciada

pela compressibilidade do gás que é liberado do seio do óleo, que posiciona-se na parte

superior da coluna por segregação gravitacional, gerando o efeito conhecido como

ESTOCAGEM.

Existe um tempo maior de fechamento do poço e técnicas especiais para a

interpretação das cartas de fundo.

RP – REGISTRO DE PRESSÃO

É feito somente o registro da pressão de fundo, sem, contudo, colocar o poço em

fluxo.


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MP – MEDIÇÃO DE PRODUÇÃO

É feita somente a medição da vazão (e seus parâmetros, tais como BSW, RGO, etc.),

sem, contudo, haver registro de pressão.

COMPLETAÇÃO

Entende-se por completação um conjunto de operações, realizadas após o término

dos trabalhos de perfuração, visando colocar o poço em produção.

São as seguintes, as operações em referência executadas segundo critérios técnicos,

econômicos e de segurança: instalação dos equipamentos de segurança para controle do poço;

condicionamento do revestimento de produção e do fluido nele contido; verificação da

qualidade da cimentação primária realizada pela perfuração, quando da instalação do

revestimento de produção. Canhoneio - (perfurações) na zona de interesse, para que se

comunique reservatório com o interior do revestimento de produção, permitindo o fluxo de

fluidos; instalação de equipamentos no interior do poço, para garantir a produção de forma

segura e eficiente; instalação dos equipamentos de superfície; e indução de surgência, onde a

hidrostática do poço é reduzida a valores inferiores a pressão estática da formação .para que o

poço entre em fluxo.

Para que a completação possa ser realizada de forma otimizada, é de fundamental

importância um excelente inter-relacionamento com as áreas de geologia, reservatório e

elevação artificial de petróleo.

Uma característica das reservas petrolíferas é que as mesmas ficam localizadas,

indistamente, tanto em áreas terrestres como em áreas marítimas. Disto resulta importantes

diferenças na maneira como um poço é completado, principalmente no que se refere a cabeça

do poço, onde se localiza um importante conjunto de válvulas que tem por função o controle

do poço, denominado árvore de natal. A árvore de natal ficando submersa (Árvore de Natal

Molhada) caracteriza-se a completação molhada, caso contrário (Árvore de Natal

Convencional) caracteriza-se a completação seca ou convencional.

Em terra, a cabeça do poço fica no máximo a uns poucos metros do solo. Portanto,

não há perigo de que forças ambientais venham a dobrar ou fazer vibrar a parte do poço que

emerge do solo. Nestes poços as operações de completação são executadas por equipamentos


20

similares aos da perfuração, porém de menor capacidade, denominados de Sondas de

Produção Terrestre (SPT). Estas sondas são, geralmente, veículos auto-transportáveis dotados

basicamente de motor, guincho e mastro telescópico.

Grande parte da literatura de Engenharia de Petróleo ensina que uma boa

completação é aquela onde são observados os seguintes aspectos: de segurança, técnico,

operacional e econômico.

Sob o aspecto de segurança, um poço necessita pelo menos de duas barreiras de

segurança durante a sua vida (perfuração completação e produção).

Defini-se barreira de segurança como um sistema independente, dotado de uma certa

confiabilidade, formado por um conjunto solidário de elementos, capaz de manter sob

controle o fluxo de um poço de petróleo. A segurança de um poço de petróleo é a condição

proporcionada pelo conjunto de barreiras de segurança presentes no poço. As duas barreiras

de segurança devem ser independentes, isto é, a falha de qualquer componente pertencente a

uma barreira não pode comprometer a outra, salvaguardando o poço contra o descontrole. A

obrigatoriedade, por norma da Petrobrás, de duas barreiras para o controle do poço, faz com

que, a qualquer falha observada em um componente de uma barreira, se intervenha no poço

para o seu reparo ou substituição.

Quanto aos aspectos técnico e operacional, deve-se buscar uma completação de

forma a maximizar a vazão de produção (ou injeção) sem danificar o reservatório, tornar a

completação a mais permanente possível, de forma que idealmente poucas ou nenhuma

intervenção seja necessária até o fim da vida produtiva do poço.

Deve ainda minimizar o tempo necessário para executar os trabalhos de intervenção

a mais simples possível.

Para que se tenha uma completação bastante econômica, devem ser considerados os

seguintes aspectos: técnico, operacional e de padronização. Os aspectos técnico e profissional

trazem benefícios econômicos pois maximizam a produção de óleo e minimizam o tempo e a

freqüência das intervenções, minimizando conseqüentemente o custo com sonda, que é um

dos custos mais elevados numa intervenção. A padronização dos equipamentos utilizados nos

poços reduz os custos com estoques.

Após a completação inicial do poço, se faz necessário uma série de operações,

denominadas de manutenção da produção visando corrigir problemas nos poços, fazendo

voltar a vazão ao nível normal ou operacional, as quais estão tratadas na parte final deste

capítulo.


21

RECOMPLETAÇÃO

Esta operação é executada em poços que podem produzir em mais de uma formação

geológica.

A recompletação é um conjunto de atividades executadas visando colocar uma nova

zona de interesse em produção ou injeção.

Ao atingir um nível mínimo de produção diária, a zona produtora é abandonada, e

existindo outra zona de interesse no mesmo poço, a mesma é colocada em produção.

O nível mínimo de produção diária é função de uma série de fatores, tais como: custo

do barril de petróleo no mercado mundial, custo operacional para extrair o petróleo, razão

água/óleo (RAO), razão gás/óleo (RGO), entre outros.

O abandono geralmente se dá através de um tampão mecânico ou através de uma

compressão de cimento nos canhoneados. Na seqüência se recondiciona o poço para o

canhoneio da nova zona produtora.

OPERAÇÕES DE MANUTENÇÃO

Entende-se por manutenção da produção o conjunto de operações realizadas no poço

após a sua completação inicial, visando corrigir problemas de forma que a vazão retorne ao

nível normal ou operacional.

PODEM SER CLASSIFICADAS EM: recompletação, restauração, mudança de método

de elevação, estimulação, avaliação, limpeza e abandono.

AS PRINCIPAIS CAUSAS GERADORAS DE INTERVENÇÕES SÃO:

- Baixa produtividade

- Produção excessiva de gás

- Produção excessiva de água

- Produção de areia

- Falhas mecânicas na coluna de produção ou revestimento.


22

AS OPERAÇÕES DE MANUTENÇÃO PODEM SER:

AVALIAÇÃO

Operacionalmente, é idêntica à avaliação de investimento. A diferença é que naquele

caso, o poço avaliado era recém perfurado e nem necessariamente foi completado. Visto que a

própria operação de avaliação é que definiria se este era produtivo ou não. Na manutenção,

o poço já é produtor (ou injetor) e a operação de avaliação é realizada para monitoramento do

poço ou reservatório. Também pode ser TFR, TP, RP ou MP.

Para a obtenção dos parâmetros da formação e o índice de produtividade ou

injetividade são realizados teste de produção (TP), teste de formação a poço revestido (TFR),

registro de pressão estática e dinâmica, etc.

Para verificação da natureza e procedência dos fluidos são corridos perfis de

produção a poço revestido e analisados os fluidos produzidos nos testes (TP e TFR).

RESTAURAÇÃO

É a intervenção com o objetivo de fazer algum tipo de operação no reservatório, tal como

ampliação de canhoneados ou recanhoneio, isolamento de algum intervalo, injeção de anti

incrustante, etc...ou seja, há uma alteração nas condições mecânicas do poço.

A restauração é um conjunto de atividades que visam restabelecer as condições

normais de fluxo do reservatório para o poço (retirada de dano de formação ), eliminar ou

corrigir falhas mecânicas no revestimento ou na cimentação, reduzir a produção excessiva de

gás (alta RGO) ou água (alta RAO).

ELEVADA PRODUÇÃO DE ÁGUA

A produção de óleo, com alta RAO (grande volume de água produzida), não é

interessante, visto que há um custo associado a produção, separação e descarte da água. Se a

zona produtora é espessa, pode se tamponar os canhoneados com cimento ou tampão

mecânico, e recanhonear apenas na parte superior, resolvendo o problema temporariamente.

Uma elevada RAO pode ser conseqüência de:


23

• Elevação do contato óleo/água devido ao mecanismo de reservatório (influxo de água) ou à

injeção de água, isto pode ser agravado pela ocorrência de “cones” o “fingering”;

• Falhas na cimentação ou furos no revestimento;

• Fraturamento ou acidificação atingindo a zona de água.

O aparecimento de água é normal em um reservatório com influxo de água ou sob

injeção da mesma. Algum dia tem-se que produzir água para recuperar petróleo. Quando há

permeabilidade estratificada (variação de permeabilidade vertical ao longo da zona) este

problema se torna mais complexos, devido ao avanço da diferencial da água, conhecido como

“fingering”.

Tanto o cone de água quanto o fingering, são fenômenos altamente agravados pela

produção com elevada vazão.

Quando a elevada RAO não é devida a esses dois fenômenos, pode-se suspeitar ou

de dana no revestimento ou de fraturas mal dirigidas.

Um dano no revestimento pode ser solucionado por uma compressão de cimento ou

por isolamento com obturadores e/ou tampões mecânicos. Já uma fratura mal dirigida é um

problema de difícil solução.

ELEVADA PRODUÇÃO DE GÁS

Uma razão gás/óleo muito elevada pode ter como causa o próprio gás dissolvido no

óleo, o gás de uma capa de gás ou aquele proveniente de uma outra zona ou reservatório

adjacente. Esse último caso é produto de um falha no revestimento, de uma estimulação mal

concretizada ou falha na cimentação.

A produção excessiva de gás pode ser contornada temporariamente, recanhoneando-

se o poço apenas na parte inferior da zona de interesse.

Um cone de gás é mais facilmente controlado pela redução da vazão do que o cone

de água. Isto se deve a maior diferença de densidade entre o óleo e o gás do que entre o óleo e

a água. O fechamento do poço temporariamente é uma técnica recomendada para a retração

do cone de gás ou água.


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FALHA MECÂNICA

Detectando-se um aumento da razão óleo/água e se suspeitar de um provável

vazamento no revestimento a água produzida deve ser analisada e comparada com a água da

formação, confirmando ou não a hipótese de furo no revestimento.

Entre as falhas mecânicas pode-se citar: defeitos na cimentação, vazamento no

revestimento, vazamento em colar de estágio, etc.

A localização do vazamento pode ser feita com perfis de fluxo, perfis de temperatura

ou teste seletivos de pressão usando obturador ou tampão recuperável.

VAZÃO RESTRINGIDA

Um poço que esteja produzindo com uma vazão menor do que a esperada necessita

de restauração. Esta restrição na vazão pode ser causada por dano de formação,

tamponamentos dos canhoneados e/ou na coluna, emulsões.

Uma produtividade limitada, muito freqüente, é causada pela redução da

permeabilidade em torno do poço. Este fenômeno denomina-se dano de formação. Para

resolver este problema, são usados o recanhoneio, a acidificação de matriz e o fraturamento

de pequena extensão.

A acidificação de matriz é a injeção de um ácido na formação com pressão inferior a

pressão de quebra da formação, visando retirar algum dano de formação. Logo após uma

acidificação o ácido deve ser removido da formação, o que evita a precipitação de produtos

danosos à mesma, oriundos das reações químicas.

No caso de emulsões, a melhor solução é um tratamento com sulfactantes (redutores

de tensão superficial).

ESTIMULAÇÃO

A estimulação é um conjunto de atividades que objetiva aumentar o índice de

produtividade ou injetividade de um poço em um reservatório.

O método mais usado é o fraturamento hidráulico que pode ser definido como um

processo no qual um elevado diferencial de pressão, transmitido pelo fluido de fraturamento, é

aplicado contra a rocha reservatório, até a sua ruptura. A fratura, que é iniciada no poço, se


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propaga através da formação pelo bombeio de um certo volume de fluido, acima da pressão

de fraturamento.

Para se evitar que a fratura induzida feche ao cessar o diferencial de pressão

aplicado, é bombeado um agente de sustentação (normalmente areia selecionada), junto com o

fluido de fraturamento. Assim se cria um caminho preferencial de levada condutividade, o

qual facilitará o fluxo de fluidos do reservatório para o interior do poço, ou vice versa.

Além de incrementar o índice de produtividade dos poços, o fraturamento pode

contribuir para o aumento da recuperação final das jazidas, no caso de formações bastante

fechadas (baixa permeabilidade). Em reservatórios de alta permeabilidade, o fraturamento

pode aumentar a vazão dos poços, contribuindo assim para melhorar o fluxo de caixa do

investimento, tendo no entanto, muito pouca influência no fator de recuperação.

É a operação cujo objetivo é aumentar a produtividade (ou injetividade) de um

poço, através de tratamentos químicos, tais como:

- injeção de um ácido ou solvente orgânico para aumentar a transmissibilidade da

formação.

- tratamentos mecânicos, como fraturamento da rocha para aumentar a sua

permeabilidade localizada.

- em última análise, não deixar de ser uma restauração.

MUDANÇA DE MÉTODO DE ELEVAÇÃO

Intervenção que tem como objetivo a substituição de um método de elevação por outro

poço (de poço surgente para equipado com BSW, por exemplo). É um caso particular de

limpeza.

Quando a vazão está sendo restringida devido a um sistema de elevação artificial

inadequado ou com defeito, basta substituí-lo. Normalmente os poços são surgente durante o

período inicial de sua vida produtiva, passando a requerer um sistema de elevação artificial

após algum tempo de produção.


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LIMPEZA

A limpeza é um conjunto de atividades executadas no interior do revestimento de

produção visando substituir ou remover os equipamentos de subsuperficie, objetivando um

maior rendimento técnico e econômico.

Como exemplo de problemas geradores de intervenções para limpeza, podem ser

citados: furo em coluna de produção, vazamento no obturador, reposicionamento de

componentes da coluna de produção, vazamentos em equipamentos de superfície, entre

outros.

ABANDONO DE POÇO - PODE SER:

- DEFINITIVO - quando o poço não será mais utilizado

- PROVISÓRIO - quando há a previsão ou a possibilidade de retorno ao poço no

futuro.

OPERAÇÕES ESPECIAIS EM POÇOS

Chamamos de operações especiais o canhoneio, a perfilagem de produção, o squeeze,

o teste de formação em poço revestido, o faturamento hidráulico, e a acidificação.

São operações solicitadas nas programações de completação, avaliação, restauração,

recompletação e estimulação de poços e envolvem equipamentos especiais, normalmente

contratados, além de exigir técnicas altamente especializadas para realização e fiscalização

das mesmas.

Vamos tentar dar uma visão de geral da finalidade de cada uma delas e da participação

das equipes de SPT / Sonda nas mesmas.

CANHONEIO:

A função do canhoneio é perfurar o revestimento, o cimento que há entre o revestimento

e a formação e ainda by-passar a zona de invasão de filtrado que ocorre durante a perfuração,

que é danificada. Feito isso, ainda tem que penetrar algumas polegadas na rocha produtora.


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A idéia mais comum é que o canhoneio é feito pelo disparo de projeteis contra o

revestimento. Isto não ocorre. Na verdade, o canhão é formado por cargas moldadas que, ao

serem detonadas, não explode pura e simplesmente mas, devido à geométrica de sua

construção, concentram toda a sua potência em uma única direção, acarretando um jato de

espantosa velocidade e pressão.

OS PRINCIPAIS TIPOS DE CANHONEIO SÃO:

CONVENCIONAL

São montados dentro de recipientes que as isolam do fluido do poço, à pressão

atmosférica. Desta forma, não são afetadas por elementos químicos dentro do poço. Além

disto, por terem estes recipientes grandes diâmetro, consegue-se um arranjo mais favorável,

com as cargas mais próximas da parede do revestimento, disparando em todas as direções e

com maior densidade, isto é, um maior número de jatos por comprimento de revestimento.

THROUGH-TUBING

É um canhão montado para descer por dentro da coluna de produção, inclusive, em

alguns casos, sendo disparado de dentro desta.


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A principal vantagem é que não é necessário desequipar o poço para efetuar uma

ampliação de canhoneio, além de se poder canhonear em "underbalance"(com o poço em

produção, por exemplo). Isto permite uma limpeza instantânea dos orifícios, pela produção

imediata do poço, antes que o ferro fundido do revestimento e a rocha vitrificada fiquem

aderidas aos orifícios, dificultando a produção do poço.

Como desvantagem, normalmente, consegue-se baixas densidades de tiro ( o que pode

ser contornado canhoneado-se mais de uma vez no mesmo intervalo) e os tiros saem todos no

mesmo sentido. Eventualmente, também, as cargas que se consegue descer pela coluna são

muito pequenas, de baixa potência.

TCP

O sistema TCP ("tubing conveyed perfurating") é descido na extremidade de uma

coluna de tubos, sem limitação do comprimento dos canhões, que são de grande diâmetro e

possuem alta densidade de disparos. Pode ser descido tanto por uma coluna de trabalho, com

um packer de operação mecânico, quanto já na coluna de produção definitiva.

Uma vez que podem ser disparados sob diferencial negativo de pressão

("underbalance"), combinam a vantagem dos disparos pela coluna ("throughtubing"), isto é,

limpeza imediata dos orifícios recém abertos, acrescido a alta densidade e fase de tiros. A

desvantagem é que são extremamente caros.

São operações efetuadas pelas companhias contratadas “ Schlumberger “ e ” HLS “

com a fiscalização de um Engenheiro de produção ligado à completação.

O canhoneio pode ser realizado com três finalidades distintas:

- Produção;

- correção da cimentação primária;

- produção com fraturamento por entrada limitada.

A operação normalmente é realizada através do revestimento porém poderá ser

realizada através do tubo de produção, especialmente quando de espera alta pressão, ou para

se prover de uma melhor condição de segurança operacional.


29

O controle de profundidade do canhoneio é obtido à partir da correlação de

profundidade de uma curva de um perfil de poço aberto ( ex.: elétrico indução) com uma

curva de Raios Gama (G.R.) de um perfil radioativo corrido com o poço já revestido. O G.R.

é corrido juntamente com o C.C.L. (Casing Colar Locator) ou localizador de luvas do

revestimento. Juntamente com o canhão é descido no poço um C.C.L. que localiza as luvas do

revestimento e correlaciona (amarra) a profundidade com as luvas do G.R. – C.C.L., ficando

desta forma a profundidade amarrada aos intervalos que foram selecionados tendo como base

o perfil de poço aberto.

Quando o poço é novo (completação) e não se dispõe do perfil G.R. – C.C.L., a

programação solicita a corrida do G.R. – C.C.L. em conjunto com o perfil CBL-VDL (avalia

a qualidade da cimentação primária) e posteriormente é efetuado o canhoneio para correção

de cimentação ou para produção, a depender do resultado do C.B.L.-V.D.L.

Em poços já completados e que já dispõem do GR-CCL, a operação é mais rápida e

pode ser concluída com apenas uma descida.

Para o canhoneio são necessários um caminhão com o painel de instruções, operação

e controle (os mais modernos são dotados de computador), cabo elétrico, porta-cabo, CCL e

canhão. São utilizados ainda, roldanas, stuffing-box, BOP à cabo, correntes, cabo para o

aterramento, adaptador para o flange disponível na cabeça do poço ou mastro para canhoneio

através da coluna. O uso do BOP de cabo da companhia fica à critério do Eng.º Fiscal da

Produção, de acordo com o risco inerente à operação.

PRINCÍPIO BÁSICO DO CANHONEIO

Uma pequena corrente elétrica sai do painel de controle do caminhão, segue pelo

cabo elétrico, aciona uma espoleta que queima um cordão detonante até acionar a carga ou

jato, deflagrando o mesmo.

No canhoneio convencional (através do revestimento) são utilizados canhões

recuperáveis de 4” OD. com comprimento de 2, 3 ou 5m. Os jatos são montados no canhão e

interligados pelo cordão detonante. Podem ser descidos 1, 2 ou mais canhões

simultaneamente para efetuar o canhoneio denominado de seletivo, ou seja, canhonear vários

intervalos (um de cada vez) numa mesma descida.

Os canhões não recuperáveis são utilizados nas operações pelo interior da coluna, as

cargas são posicionadas em cordoalhas que se desintegram durante o disparo.


30

A carga é um explosivo de alta resolução, é montado (construído) em forma de cone

e tem o mesmo princípio da bazuca. Tem uma velocidade de 30.000 pés/s e causa um impacto

de 4.000.000 lb./pol². O Hyper Jet II” abre um diâmetro de aproximadamente 0,46” e tem uma

penetração de aproximadamente 16”. Já o "Unijet" ( através coluna) abre um diâmetro de

aproximadamente 0,34" e tem uma penetração de 5,11". A densidade de tiro mais utilizada é

de 4 tiros/pé = 13 tiros/m. Em casos especiais é utilizada densidade de 2 tiros/pé (ex.:

canhoneio para correção de cimentação ou canhoneio para "frac" de entrada limitada).

O cabo elétrico é de 9/16" de diâmetro e tem resistência normal à tração de 15.000 lb.

Possui ainda um ponto fraco que rompe com 4.500 lb.

Participação da equipe na operação:

Cabe à equipe:

- Condicionar o poço para a operação ou seja, descer raspador e circular os detritos

porventura existentes no fundo do poço;

- Dar a previsão de que hora o poço estará disponível para a operação, para permitir a

solicitação e confirmação da companhia previamente determinada;

- Manter o poço cheio com fluido de amortecimento ( com Over Balance adequado)

limpo, antes, durante e após a operação;

- Instalar e desinstalar as roldanas conforme orientação de preposto da companhia;

- Confimar ao Eng.º Fiscal da produção a previsão de poço pronto;

- Fornecer ao técnico da companhia ou ao Eng.º Fiscal, todos os dados técnicos e

condições mecânica do poço;

- Ficar em contato com o Eng.º Fiscal durante a operação para eventuais necessidades.

Cuidados Gerais para o Canhoneio:

- Desligar todos os rádios da área inclusive os de veículos durante a operação ( risco

de detonação na superfície);

- Não se aproximar dos canhões durante a montagem dos mesmos ( risco de detonação

se houver erro na seqüência);


31

- A Companhia deverá retirar o canhão do poço após disparo, com velocidade

moderada para não pistonear ( agitar) o poço;

- No caso do poço entrar em kick após ou durante o canhoneio, combinar com o Eng.º

Fiscal a providência a ser tomada, como fechar o BOP de cabo, retirar o cabo,

retirar cabo e canhão ou fechar gaveta cega do BOP da sonda.

Após a conclusão da operação o Eng. Fiscal anotará no B.D.O. (Boletim Diário

de Operação) da SPT/SC os dados básicos da operação. Será também por ele

preparado um relatório de operação que será encaminhado para a paste do poço e

servirá também, para confirmar a fatura da companhia.

PERFILAGEM DE PRODUÇÃO

A perfilagem de produção é feita através de perfis corridos após a descida do

revestimento de produção e completação inicial do poço, visando determinar a efetividade de

uma completação ou as condições de produtividade (ou injetividade) de um poço.

Chamamos de perfilagem as operações de corrida de perfis em poços revestidos

efetuados pelas companhias contratadas "Schlumberger" e HLS".

Vamos fazer uma descrição sucinta dos tipos de perfis mais utilizados nos trabalhos do

Ativo e suas principais facilidades.

P.L.T. (Production logging tool): Este pode fornecer os seguintes perfis: continuous

flowmeter, gradiomanômetro, densidade, hidrolog e temperatura.

Com as seguintes finalidades:

- O Perfil Continuous flowmeter – define a contribuição de cada intervalo aberto do poço na

vazão total de produção (ou de injeção).

- O Perfil Gradiomanômetro – registra continuamente a densidade da mistura de fluido

dentro do poço em função da profundidade, através da medição de pressão em dois pontos

distintos, afastados de dois pés. Sua resolução é de cerca de 0,01 g/cm³.


32

Caso o poço esteja produzindo somente dois fluidos (óleo e água, óleo e gás, ou gás e

água), é possível determinar a contribuição e percentagem de cada fluido em cada intervalo

aberto para produção, correndo-se simultaneamente o perfil flowmeter e o perfil

gradiomanômetro.

- O Perfil de Densidade (fluid density meter) – Apresenta a densidade do fluido que passa

por dentro da própria ferramenta (amostra de 4” por ½” de diâmetro) através de um sistema

radiotivo semelhante ao dos perfis que medem a densidade da formação a poço aberto. A

resolução é melhor que 0,02 g/cm³.

- O Perfil Hidrolog – Indica a percentagem de água presente na mistura. O perfil é calibrado

para fluxos bifásicos, fornecendo imediatamente os valores da percentagem de água.

- O Perfil de Temperatura – É utilizado para registrar a temperatura do fluido do poço. O

estudo de anomalias de temperatura pode fornecer diversas indicações, tais como, intervalos

produzindo ou recebendo fluidos, localização de vazamentos, topo do cimento, altura de

fraturas, etc.

T.D.T. (Thermal decay time log): O TDT é utilizado para traçar um perfil qualitativo das

saturações dos fluidos existentes no reservatório. Um outras palavras, determina os contatos

gás-óleo e óleo-água.

G.R.-C.C.L. (Raios Gama- localizador de luvas do revestimento) : como já comentamos

anteriormente é o perfil utilizado para amarrar ou correlacionar as profundidades de poço

aberto com as profundidades do poço revestido, permitindo efetuar os canhoneios na real

profundidade desejada. Pode vir a ser útil também, para ajudar a constatar canalização

(passagem de água) de um intervalo para outro por trás do revestimento de produção.

C.B.L.-V.D.L ( Cement Bond Log-Variable Density Log): é um perfil específico para

avaliar a qualidade da cimentação primária. Através da interpretação deste perfil se verificará

se os intervalos que se pretende produzir num determinado poço estão bem isolados que

contenham fluídos indesejados (ex.: água, gás).


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É um perfil sonoro ou seja, emite um sinal acústico e capta a resposta deste sinal, sua

sonda possui um transmissor e dois receptores. O princípio básico do perfil é a medição da

atenuação da amplitude da onda sonora emitida ou seja, se o cimento está bem aderido a

parede do revestimento e a parede da formação, o sinal voltará bastante atenuado. Se não

houver boa aderência o sinal será captado com grande amplitude indicando má cimentação.

Baseia-se também, no tempo de trânsito da onda sonora. Pode detectar topo real do cimento,

revestimento livre, canalização e micro anel ou microânulos. Normalmente se corre o mesmo

sob pressão de 1.000 psi e outra seção sem pressão para facilitar a identificação do

microânulos ou de canalização.

C.E.T. (Cement Evaluation Tool): é outro perfil de avaliação da qualidade da cimentação.

Mais moderno, avançado e caro que o anterior.

A ferramenta (sonda) permite para o exame circunferencial (radial) do revestimento em

cada profundidade. Mede a impedância acústica detrás do revestimento, mede a resistência do

cimento a compressão, mostra mais facilmente as canalizações. Apresenta ainda o diâmetro

interno do revestimento (caliper eletrônico), pode constatar ou localizar deformações

(ovalização), desgaste ou corrosão do revestimento. Pode mostrar ainda um tubo de peso

diferente descido erroneamente no poço.

A ferramenta é um dispositivo ultra-sônico de alta freqüência, possui 8 transdutores

(atuam como transmissor e receptor). Outra vantagem em relação ao CBL-VDL é que a

ferramenta não é afetada por microânulos.

Microânulos é um espaço pequeno de água entre o revestimento (parede externa) e o

cimento, que se produz quando a pressão dentro do revestimento é liberada após a pega do

cimento. Tem espessura estimada de 0,1 mm.

PERFIL NEUTRÃO (Neutron Through - Tubing):este perfil pode ser utilizado

periodicamente para tentar detectar depleção do reservatório com conseqüente entrada de gás

no intervalo completado, visando acompanhar a expansão da capa de gás do mesmo.

PERFIL MEDIDOR DE FLUXO (Contínuos Flowmeter): este perfil pode ser usado para

medir um fluxo contínuo no interior do poço X profundidade através de um rotor de

palhetas.


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PERFIL DENSIDADE OU F.D.L. (Fluid Density Log): este perfil mede a densidade do

fluído que passa pelo interior da ferramenta através de um sistema radioativo semelhante aos

dos perfis que medem a densidade da formação.

Alguns destes perfis são corridos através da coluna de produção ou injeção, não

necessitando essencialmente da presença de uma sonda no poço.

PERFIL ULTRA-SÔNICO (CEL OU PEL)

A figura abaixo apresenta um desenho esquemático de uma ferremnta utilizada para a

obtenção do perfil CEL (cement evaluation log). Diferentemente do CBL, que registra um

valor médio dos 360° de poço a sua volta, o perfil CEL proporciona boa resolução circular,

uma vez que oito transdutores são dispostos de forma helicoidal em diferentes azimutes, de tal

forma que cada um avalie 45° da circunferência. Na figura são também mostrados o mapa da

cimentação por trás do revestimento, onde as zonas escuras indicam boa cimentação,

enquanto as zonas em branco indicam má cimentação, e duas curvas auxiliares

representativas da resistência compressiva máxima (CSMX) e mínima (CSMN) do cimento

atrás do revestimento.

O PERFIL ULTRA-SÔNICO – USIT (UltraSonic Imager Tool)

As ferramentas USIT são as mais recentes desenvolvidas pelas companhias de

perfilagem para avaliar a qualidade da cimentação. Apresentam um único transdutor, que gira

a 7,5 rps, cobrindo todo o perímetro do revestimento, e emite 18 pulsos ultra-sônico por


35

revolução. O princípio de funcionamento é similar ao das ferramentas de CEL descritas

anteriormente.

CIMENTAÇÃO - CORREÇÃO DA CIMENTAÇÃO PRIMÁRIA

A cimentação primária, isto é, a cimentação entre o revestimento e a formação, é feita

durante a perfuração, logo após a descida do revestimento. Em completação e manutenção de

poços, as operações de cimentação ocorrem normalmente quando se deseja abandonar um

intervalo ou quando se deseja corrigir a cimentação primária.

COMPRESSÃO DE CIMENTO (Squeeze):

É o processo de comprimir a pasta de cimento, colocada no anular revestimento-poço

em frente aos furos que se deseja isolar. Pode ser a baixa pressão, quando a pasta é

desidratada no fundo a uma pressão inferior a pressão de fratura da formação, ou a alta

pressão, quando a desidratação da pasta é a uma pressão maior que a de fratura. Tanto um

quanto o outro método podem ser aplicados por tampão balanceado ou injeção direta. Em

todos estes casos, o procedimento usado é o da hesitação, que consiste em aplicação

intermitente e crescente de pressão, separados por intervalos pré determinados de tempo, para

permitir a desidratação da pasta.

Como também, a operação que venda ou isola furos de canhoneados do poço que

estejam produzindo fluídos indejados, utilizando uma pasta de cimento.

A maior parte das operações atende a esta finalidade porém, ocorrem outras aplicações:

- correção da cimentação primária;

- recimentação (com uso de C.R );

- correção de furo ou vazamento no revestimento;

- abandono definitivo de intervalos ( Block Squeeze );

- abandono temporário ou definitivo do poço.


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Equipamentos contratados utilizados pelas companhias “Halliburton” ou “Sebep”.

- unidade ( caminhão – bomba );

- bulk ( caminhão com cimento ).

A pasta é misturada na hora da operação e é composta de cimento a granel classe

“G” com água doce e aditivos:

- redutor de filtrado;

- anti-espumante;

- retardador de pega ( se for o caso);

- acelerador de pega ( se for o caso);

- dispersante.

Um teste prévio de consistometria efetuado em laboratório, indicará quais aditivos a

utilizar e qual a proporção dos mesmos, inclusive a densidade adequada da pasta.

O princípio básico do Squeeze é a perda do filtrado da pasta, que são absorvidos pelos

poros da formação até a formação do reboco que promove a vedação dos furos dos

canhoneios.

Quanto maior a permeabilidade da formação, mais rapidamente a pasta de cimento

perderá o filtrado e formará o reboco, com conseqüente perda de bombeabilidade da pasta.

Um teste de injetividade deve ser realizado antes de definir a quantidade de pasta a ser

utilizada em função da injetividade obtida. Pode ser necessária também, a limpeza prévia dos

furos com um pistoneio ou injeção de um colchão de ácido ( HCl a 15% ).

A quantidade mínima de cimento utilizada é de 20 sacos para revestimento de 5 ½”

OD. E 30 sacos para 7” OD.

O isolamento de intervalos baixo do que será squeezado é feito com um B>P>R> “C”

e um colchão de bauxita/ areia de proteção sobre o mesmo. O isolamento de intervalos acima

é feito através de um packer. Caso não haja intervalos acima, pode-se dispensar o uso de

packer, o fechamento para pressurização se fará com o fechamento da gaveta vazada do BOP

ou com o alojamento do Donat na cabeça de produção.


37

Quanto ao método de bombeio as compressões podem ser classificadas em duas

categorias a saber:

1) Bombeio a baixa pressão ou por hesitação.

Fases:

A) teste de injetividade com fluído de amortecimento;

B) bombeio de água doce a frente;

C) mistura e bombeio do cimento;

D) bombeio de água doce atrás;

E) deslocamento da pasta com fluido de amortecimento;

F) retirada dos tubos da pasta;

G) circulação reversa para limpeza dos tubos;

H) compressão / injeção / hesitação da pasta;

I) circulação reversa do excesso de pasta;

Este tipo de Squezze é o mais utilizado na UN-BA e atende as finalidades de isolar

canhoneios, isolar furo no revestimento, corrigir cimentação sem uso de retentor de cimento e

para tampões de abandono de poço.

2) bombeio contínuo: é o método menos utilizado. Pode ser o “Block Squezze” ou

compressão de cimento à alta pressão, com quebra (fratura ) da formação. Essa operação só é

recomendada em princípio para intervalos do poço que tenha mais interesse, já que danifica a

formação.

Fases:

A) teste de injetividade e quebra da formação com fluido de amortecimento;

B) mistura, bombeio e deslocamento da pasta de cimento;

C) liberação do packer e circulação reversa para limpeza da coluna;


38

O bombeio contínuo é também utilizado nas recimentação.

Uma recimentação ocorrerá quando eventualmente a cimentação primária do poço fica

muito ruim. Ela é efetuada com a fixação de um “Cement Retainer” ( retentor de cimento) que

é fixado logo acima do intervalo canhoneado para tal finalidade.

Em seguida, descemos uma coluna com “Stinger” (ferramenta que abre a válvula do retentor).

A) encaixar o Stinger no C.R. e efetuaar o teste de injetividade com fluido de

amortecimento e com pressão abaixo da pressão de quebra;

B) mistura bombeio e deslocamento da pasta de cimento;

C) desencaixar Stinger e circular reverso para limpeza da coluna; as compressões de

cimento são verificadas quanto à quantidade pelos testes de pressão e “Dry-test” (teste

seco).

O “dry-test” consiste em pistonear o intervalo squezzado. Se o mesmo secar o

resultado é positivo, se abastecer o resultado é negativo e a operação deve ser

repetida.

Vamos tecer alguns comentários sobre a participação da equipes na operação. Note

que no Squezze ocorre uma maior participação do Engº Fiscal e da equipe do que nas

demais operações especiais, o que pode dar lugar a pequenas variações da maneira de

realizar o trabalho. Considere-se ainda que as rotinas finais vão depender do que

ocorrer durante a operação. Note também, que algumas das rotinas aqui citadas para

SPT, terão que sofrer adaptações para serem executadas por uma sonda convencional.

O ideal é conversar bastante com o Engº Fiscal para se inteirar do tipo e modo da

operação o planejamento prévio das Adaptações necessárias para a execução da

operação de maneira que toda a equipe esteja integrada e sincronizada no decorrer da

operação.

1) Caso haja intervalo aberto abaixo, descer B.P.R mod. “C” da Baker e fixar o

mesmo no ponto programado. Efetuar colchão de bauxita para proteção do

mesmo.

2) Tentar manter o poço cheio com fluido de amortecimento. Circular reverso para

eliminar bolsas de gás (se for o caso).


39

3) Providenciar água doce (se não houver na sonda). Preparar linhas se sucção,

alimentação da unidade e retorno de fluido e cimento.

4) Dar previsão de que hora o poço ficará pronto para que seja solicitada e

confirmada a companhia previamente solicitada.

5) Descer coluna com packer R-3 DG ou E/EA e cauda. Cauda são pós - tubos que

ficarão abaixo do packer (combinar previamente com Engº a quantidade de tubos

a utikizar) e posicionar a extremidade da coluna a 2m abaixo da base do intervalo

a ser “squezzado”.

6) Confirmar ao Engº Fiscal poço pronto/Cia. Instalada.

7) Auxiliar o pessoal da companhia no que for necessário para a instalação.

8) Durante a operação um homem deverá permanecer todo o tempo na bomba de

lama, para atender as solicitações do operador da Cia. Par alimentação da unidade

com água doce ou fluido de amortecimento.

9) Fixar packer para T.I ou fechar junta de circulação se o mesmo já estiver armado.

10) Após T.I. abrir junta de circulação ou liberar packer.

11) Após mistura, bombeio e deslocamento da pasta, desconectar mangueiras e retirar

os tubos que o fiscal determinar. Reinstalar mangueiras.

12) Efetuar circulação reversa para limpeza dos tubos. Será necessário fechar a gaveta

vazada do BOP se não estiver com um “tubing stripper” instalado.


40

13) Fixar packer para pressurização, abrir antes o BOP.

14) Após a injeção, desarmar packer para remoção do excesso de cimento com auxílio

de circulação reversa, até o ponto determinado ou a bomba da sonda a critério do

fiscal. Ficar atento para não jogar cimento no tanque ou poluir a área com fluido

de amortecimento.

Esta remoção é feita com pressão abaixo da pressão final de squezze, com vazão moderada e

reciprocando (repassando) ou girando a coluna. Nas SPT’s esta circulação é feita com tubo

bengala, mangueira de borracha de 2” e swivel acoplado a uma seção fixa para agilizar o

trabalho.

Recomendações adicionais para remoção do excesso de pasta

- se houver disponibilidade, usar como cauda tubos fibra de ou alumínio;

- pode ser usada uma luva denteada na extremidade da cauda;

- se for circular toda pasta fazê-lo até 20m abaixo da base do canhoneio;

- não circular toda a pasta em frente a zona de gás;

- ficar atento ao tempo de bombeabilidade da pasta para evitar prender a coluna no cimento;

- após o retorno de todo o cimento que se quer remover, prosseguir a circulação com fluido de

amortecimento para limpeza ( 1,5 a 2 vezes o volume da coluna).

15) O próximo passo agora será testar o sequezze por pressão e Dry-test se foi

removida toda a pasta ou manobrar e descer broca e raspador para cortar o restante

do cimento, se não foi circulada toda a pasta.

Como nas demais operações o fiscal anotará no BDO os dados básicos da operação e

elaborará o relatório para a pasta de dados técnicos do poço.


41

Formação danificada ou de baixa permeabilidade tem que ser submetidas a uma estimulação

para remoção deste dano ou para melhorar a drenagem do óleo no sentido formação–poço,

aumentando o índice de produtividade dos poços.

Causas e tipos de danos

A invasão da lama de perfuração na formação danifica a mesma. Fluido da completação

contaminado (sujo) também causa dano a formação. Alguns óleos e contato com a água

formam emulsão, pode ocorrer à deposição de minerais ou ainda o inchamento da argila

sensíveis em contato com água doce .

O principal objetivo desta operação é garantir o isolamento entre uma zona de óleo e

uma zona de água. Isto porque, sendo o petróleo mais leve que a água, o natural é que ele

subisse até a superfície e, se não o faz, é porque existe uma camada impermeável sobre ele.

Como o petróleo ocorre em vários intervalos, este são todos intercalados com rochas selantes,

existindo água acima e abaixo delas. Ao se perfurar um poço, a broca usada é sempre maior

que o revestimento descido aquela fase e, ao se atravessar as camadas selantes, é imperioso

que se preencha aquele anular poço-revestimento com cimento, para que não haja

comunicação entre zonas por trás do revestimento.

Ao se pesquisar a cimentação, constatando-a deficiente em frente a estes trechos

críticos, é necessária a correção.

Esta correção, assim como abandono de intervalos produtores ou injetores, podem ser

realizados de várias maneiras:

ACIDIFICAÇÃO DE MATRIZ

É a operação que estimula um intervalo utilizando uma mistura acidificante com o

objetivo de remover danos da formação melhorando consequentemente a produtividade do

poço.

O ácido mais comumente utilizado na confecção da mistura acidificante é o HCl ( ácido

clorídrico) a 15%. Podem ser utilizados também o ácido fluorídrico (HF) e o ácido acético (

CH3 COOH ). O ácido clorídrico em conjunto com o ácido fluorídrico formam uma mistura

chamada de “Mud Acid”.


42

A acidificação só é recomendada para formações que não tenham baixa

permeabilidade.

O ácido regular é o HCl a 15 % em peso. Ele limpa a formação mais por dissolução do

dano do que pela remoção do mesmo. A concentração do ácido pode variar de 5 a 33%.

Normalmente utilizamos como aditivo a mistura ácida um inibidor de corrosão, pode-se

usar também um surfactante.

Diluição do HCl a 33%: para formarmos 1.000 gal de mistura ácida de HCl a 15% em

peso, serão necessários utilizar 418 galões de HCl e 582 galões de água.

A injeção deve ser feita lentamente ou por hesitação e sempre abaixo da pressão de fratura

da formação. É efetuado previamente um teste de emulsão em laboratório com óleo do

intervalo para determinar o tipo e a concentração do desemusificante.

Fases:

-pré flush ( HCl a 15% );

-MA ( mud acid );

- over flush ( HCl a 5% ).

Reações indesejáveis ou secundárias: com o uso do HF poderão vir a ocorrer outras

reações com os elementos da própria formação e que poderão também causar dano. É por isso

que se pistoneia o poço logo o tratamento a fim de se evitar o prosseguimento da reação ou se

coloca o poço para injetar, no caso de poços injetores.

Equipamentos utilizados:

- carro-bomba;

- carro- tanque;

- mangotes de sucção;

- mangueiras chiksan;

- manômetros, registradores de pressão, vazão e volumes.

Participação das equipes:

1) coletar amostra de óleo e enviar para teste de emulsão no GEFLAB. Acertar com o Eng

Fiscal a quantidade de tubos de cauda a utilizar;


43

2) dar a previsão da hora que o poço ficará pronto para solicitação e confirmação da

companhia pré-determinada;

3) descer coluna de operação com packer R-3 DG ou E e cauda, fixar e testar o mesmo,

conforme programação;

4) auxiliar a companhia na instalação;

5) confirmar o fiscal;

6) com o packer liberado pela Cia. Bombeará o ácido até cobrir todo o intervalo de

interesse. Em seguida o packer é fixado ou fechada a junta do mesmo, e a Cia. Fará

então a injeção do ácido;

7) concluída a injeção, desinstalar válvula e chiksan da Cia fará então a injeção do ácido;

8) concluída a injeção, desinstalar válvula e chiksan da cia. e instalar AN de pistoneio e

pistonear o poço até retirar todo o ácido gasto. Utilizar E. P.I adequado e lembrar de

descartar o ácido sem poluir.

Segurança na Operação: tanto na injeção como no pistoneio, por estarmos tratando com

produtos químicos, alguns venenosos outros que causam queimaduras, devemos nos precaver,

mantendo na locação água doce, sabão básico e colírio, além dos Equipamento E.P.I.s como

máscara, óculos, capa, para evitarmos maiores conseqüências danosas ao homem. Se alguém

vier a se queimar com o ácido, o local deve ser lavado com água doce corrente e sabão básico.

Se os olhos forem atingidos use colírio. Não deixar de providenciar na Segurança Industrial os

E. P.I.s adicionais para a equipe que irá pistonear o poço.

Como nas demais operações especiais, o fiscal anotará no B. D. O os dados básicos da

mesma e confeccionará o Relatório para a pasta do poço.

FRATURAMENTO HIDRÁULICO

É a operação que abre uma fratura na formação e a mantém aberta, com o intuito de

ultrapassar a área de dano ou melhorar a sua permeabilidade visando aumentar o índice de

produtividade do poço.


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Fluidos usados nos fraturamentos:

- a base de água (mais usado );

- a base de óleo(segundo mais usado);

- a base de metanol;

- a base de ácido (HCl a 15%, para calcareos-dolomitas).

A viscosidade do fluido e a perda do filtrado afetam a largura e a área da fratura.

São utilizados vários aditivos no fluido base para atender a várias necessidades,

vamos citar os principais:

- agente controlador de perda do filtrado;

- agente redutor de perdas por fricção;

- agente gelificante;

- agente ativador;

- agente quebrador;

- desemulficante;

- agente de sustentação;

O fluido base (água) deve conter pelo menos 1% de KCl (Cloreto de potássio) para

prevenir o inchamento das argilas.

È efetuado previamente em laboratório do IP

, um teste de emulsão com uma amostra do óleo do próprio intervalo a ser fraturado para

determinar o tipo e a dosagem do agente desemulficante.

O agente de sustentação (bauxita ou areia ) tem a função de manter a fratura aberta

após o bombeio. Ela pode ter granolometria de 12 – 20 ou 20 – 40 mesh.

A potência hidraúlica (HP) a ser utilizada, bem como o dimensionamento dos

volumes e aditivos é calculado no IP e constam dos programas.

A operação pode ser realizada através do tubing (coluna de produção) ou através do

revestimento. No primeiro caso utilizamos coluna de operação grau N-80, normalmente 2

7/8”EUE e packer R-3 DG ou E/EA fixado logo acima do topo do intervalo a ser fraturado.


45

No caso do revestimento ser de 5 ½” , costumamos utilizar 2 ou 3 tubos de diâmetro menor (2

3/8”) logo acima do packer. Abaixo deste utilizamos i niple com uma luva denteada.

No segundo caso ( através do revestimento ) utilizamos um packer mod. “C” full

bore fixado à tração a 20/30m para projetar os equipamentos de superfície das pressões

envolvidas.

Tipo de fraturamento:

- convencional: é fraturada apenas um intervalo em cada operação;

- por estágio: são fraturados 2 ou mais intervalos em uma mesma operação. São

utilizadas bolas de nylon para redirecionar o fluxo dos fluidos fraturantes;

- por entrada limitada: é um método mais moderno, permite as opções abaixo em

função da variação de vazão/pressão:

A) tratamento simultâneo de todos os intervalos;

B) tratamento simultâneo e em sequência por aumento da vazão/pressão;

C) tratamento seletivo em estágios com uso de bolas de nylon;

Fases ou etapas:

1) teste de linhas com pressão;

2) teste de injetividade e quebra da formação;

3) mistura dos aditivos em um dos tanques (pré-gel);

4) bombeio contínuo do pré-colchão, fluido carreador e deslocamento;

TESTE DE FORMAÇÃO

A POÇO ABERTO (TF)

O teste de formação a poço aberto é realizado durante a fase de perfuração, antes de

se revestir o intervalo. O fato de o intervalo estar aberto faz com que o teste seja curto, devido

à possibilidade de prisão da coluna (decantação de sólidos do fluido de perfuração ou

desmoronamento da formação), ao risco de entupimento da coluna e ao isolamento precário

do intervalo. Além da estimativa da capacidade de fluxo, os TF’s têm a grande vantagem de


46

possibilitar a identificação dos fluidos das formações de interesse antes da descida do

revestimento de produção.

À POÇO REVESTIDO (TFR)

É uma operação especial que visa obter informações a respeito da natureza,

quantidade e qualidade dos fluidos que o intervalo possa conter, além das pressões estática e

de fluxo, índice de produtividade, permeabilidade, dano ou barreiras estratégicas, informações

estas que auxiliarão na avaliação de formações produtoras ou orientação a estimação das

mesma.

Equipamentos utilizados: as colunas de teste podem ser próprias (IP) ou contratadas

(HALLIBURTON) e são idênticas às utilizadas em poço aberto com pequenas modificações e

claro com sizes (tamanhos) diferentes.

Os equipamentos básicos são:

- válvula testadora de múltiplos fluxos e estáticas;

- packer;

- B.P.R. (se necessário isolar zona abaixo);

- Registradores de pressão (2 ou 3);

- Porta de registradores;

- Tubos perfurados;

Equipamentos auxiliares:

- válvula auxiliar;

- sub de reversa;

- amostrador de fundo;

- by-pass;

- percurssor (jar);

- bumper (batedor);

- junta de segurança;


47

- comandos (D.C.);

- tubos de produção ( coluna de operação);

- manifold com mangueira de sopro;

- cabeça de teste;

- Q.C.R. (medidor de fluxo crítico para gás);

- Linha de surgência;

- Tanque para armazenamento e medição de líquidos;

- Mangueiras chiksan de alta pressão;

- Bean (choke);

- Queimador;

- Gás scrubber;

Os testes podem ser simples ou convencional, testa apenas um intervalo por descida

ou seletivo, testa mais de um intervalo por descida. Neste caso utiliza dois obturadores para

empacotar a zona a ser testada.

Normalmente a coluna de teste desce seca porém, se necessário usa-se um colchão de

água para evitar colapso da coluna de produção pela ação do pH ou para servir de

amortecedor e evitar liberar o packer (formação de baixa P.E.).

A observação do anular durante o teste vai dar informações preciosas quanto à

vazamentos no packer, comando ou coluna.

Em alguns casos pode ser feito um pistoneio no 2º fluxo se o poço não surgir, à

critério da programação. Normalmente quando o óleo ou gás é produzido no teste, é feita uma

circulação reversa por questão de segurança e para evitar banho de óleo ou pistoneio com

swab durante a retirada.

De um teste de formação pode ser obtidas indiretamente as informações a seguir:

- grau API do óleo;

- densidade do gás;

- densidade da água;

- salinidade do óleo ou da água;

A interpretação de um teste tem duas fases distintas: uma qualitativa e outra quantitativa


48

Fases de um teste:

1) montagem da ferramenta;

2) descida da ferramenta no poço;

3) tomada da P.HI.L. ( pressão hidrostática inicial da lama);

4) fixação do packer e abertura da válvula testadora para 1º fluxo;

5) fechamento da válvula testadora para 1º estática;

6) abertura da válvula testadora para 2º fluxo;

7) se o poço não surgir, opcionalmente, a critério do fiscal, pode ser pistoneado;

8) fechamento da válvula testadora para 2º estática

9) liberação do packer para tomada da P.H.F.L. ( pressão hidrostática final da lama);

10) abertura da válvula (sub) reversa;

11) circulação reversa com fluido da amortecimento;

12) retirada da coluna de teste. Coletar amostras se solicitado;

13) desconexão da coluna de teste;

Participação das equipes:

1) dar a previsão da hora que o poço estará pronto para solicitação e confirmação do IP ou

companhia;

2) montar coluna de teste segundo orientação do operador (técnico) de teste;

3) preparar instalações de superfície, linha de surgência, queimador segundo orientação do

IP;

4) descer coluna e fixar packer, ciclar válvula segundo orientação do técnico;

5) ajudar a controlar o anular durante o teset, ajudar a medir os fluidos produzidos, coletar as

amostras solicitadas identificando-as;

6) liberar o packer quando solicitado;

7) abrir o sub de reversa quando determinado;

8) efetuar a circulação reversa. Para armazenar o petróleo em sonda convencional, o ideal é

dispor de um tanque semi- reboque, inclusive é mais seguro;

9) retirar e desconectar a coluna de teste segundo orientação do técnico. Coletar as amostras

solicitadas.


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OPERAÇÕES COM FLEXITUBO

Trata-se de um tubo de aço, com OD de 1” a 1 ½” ( os mais utilizados no Brasil), com

comprimento suficiente para operar em todo o poço, e que fica enrolado em um carretel

especial. O aparato completo inclui, além do carretel com o tubo, uma unidade de força, com

um motor diesel e hidraúlico, uma cabine de comando, onde se tem o controle de

comprimento ( odômetro), peso, vazão e pressão, e um equipamento de cabeça de poço, que

inclui o injetor, que é quem coloca o tubo para dentro do poço, um BOP que se fecha sobre o

flexitubo, um lubrificador e um “stuffing box”.

O flexitubo pode operar tanto em poços com quanto em poços sem coluna, sendo que

a sua grande vantagem é a não necessidade de desequipar (e nem amortecer) o poço para

operar.

Entre as operações comumente efetuadas com flexitubo, estão a indução de surgência

com nitrogênio, a divergência de produtos químicos durante as estimulações e a remoção de

areia do fundo do poço.

Ultimamente tem-se tentado implementar novas operações com flexitubo, tais como

remoção mecânica de incrustação de colunas, abandono de intervalos por cimentação, corte

de “peixes” dentro da coluna e até corte de cimento abaixo da extremidade da coluna, com

uma broca especial que se abre ao sair da coluna, é acionada por uma turbina de fundo, para

girar, e depois fecha-se para passar novamente pela coluna.

Para o segundo semestre deste ano está prevista a perfuração de três poços horizontais

com flexitubo (de 2 3/8”) no Campo de Garoupa. Será aberta uma janela no revestimento de

7” e, a partir daí, será feito o desvio com flexitubo, com o poço em “underbalance” (isto é,

produzindo) já que a formação é extremamente depletada.

NITROGÊNIO

Utilizado para aliviar o peso da coluna hidrostática, para os mais variados fins. O

nitrogênio é fornecido no estado líquido (N2 criogênico), pois só assim pode ser bombeada a

alta pressão requerida, normalmente acima de 3000psi (seria necessário um compressor

monstruoso para comprimi-lo até estes níveis de pressão).


50

Após ser bombeado, ele passa por um trocador de calor que o aquece, passando

desta forma para o estado gasoso, sem, no entanto, perder pressão. O volume, obviamente, se

expande.

Desta forma é injetado no poço, seja através do anular ( e MGL) ou através de um

flexitubo.

No primeiro caso, inicialmente bombeia-se o gás da plataforma até o nível máximo de

pressão possível, e só então entra-se com a Unidade de N2. A utilização de N2 faz com que

não seja necessária a colocação de diversos mandris de gás lift (MGL) na coluna para a

indução de surgência do poço. Como exemplo, existem poços mais antigos na E&P-BC com

até 10. Hoje em dia, utilizam-se no máximo três.

No segundo caso, o N2 é bombeado pelo interior do flexitubo até a sua extremidade,

gaseificando o anular flexitubo x coluna de produção, diminuindo a pressão hidrostática e

permitindo a reação da formação. Note, que é imprescindível que o gás bombeado pelo

interior do flexitubo seja um gás inerte, como é o N2, por motivos de segurança: um grande

comprimento de flexitubo permanece na superfície, enrolado no carretel, e um furo poderia

ocasionar um acidente de graves proporções, se estivesse sendo bombeado, por exemplo, gás

natural.

MÉTODOS PARA CONTROLE DA PRODUÇÃO DE AREIA:

TUBOS RASGADOS (SLOTTED LINER)/ SINTER PACK/ STRATAPACK/

EXCLUDER:

A necessidade de contenção de areia surgiu com os primeiros poços para a captação de

água. A evolução destas técnicas culminou com atualização do slotted liner(fig.1.1). Estes

tubos foram adaptados para indústria do petróleo e ainda hoje são usados em poços com baixa

produtividade ou em longos intervalos produtores, incluindo-se aí os poços horizontais.

As grandes profundidades e o mau selecionamento dos grãos dos arenitos produtores

de óleo, em oposição aos poços de água, causavam erosão ou o plugeamento dos slots, o que

impediu a propagação e o desenvolvimento do método.

Atualmente, foram desenvolvidos novos tipos de equipamentos com maior área

aberta ao fluxo e aplicação específica para poços horizontais,


51

dentre os quais podemos destacar:

- Sinterpack-Halliburton;

- Stratapack- Pall;

- Excluder-Baker Hughes Inteq.

TELA PRÉ-EMPACOTADA:

Consiste de dois tubos telados concêntricos tendo o espaço anular entre eles preenchido

com areia ou cerâmica. A restrição a esta técnica é a grande facilidade de plugeamento do

pacote de gravel confinado entre as duas telas, pelos finos da formação.

O único uso recomendável de tubos pré-empacotados é em poços longos intervalos

canhoneados e altamente desviados, ou horizontais.

AREIA RESINADA:

Consiste no preenchimento dos espaços criados atrás do revestimento, devido a produção

de areia com gravel pré resinado. Após a pega da resina ( a cura se dá com o tempo e

temperatura) é descida broca para remoção do excesso de gravel dentro do poço. A

aplicabilidade desta técnica se restringe a poços com pequena extensão canhoneada. Também

é recomendada para poços antigos que já produziram grandes volumes de areia.

GRAVEL PACK EM POÇOS REVESTIDOS:

É a prática mundialmente mais difundida. Consiste do preenchimento dos canhoneados e

anular tubo telado/revestimento com uma areia (gravel) de granulometria bem selecionada

formando um pacote compacto, que impede a movimentação na areia da formação.

GRAVEL PACK EM POÇOS REVESTIDOS:

Esta técnica, empregada em poço revestido, pode variar desde a simples utilização de um

único tubo telado a uma complexa completação múltipla.


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Discutiremos apenas os tipos de operações e técnicas mais usuais, onde após o

condicionamento do revestimento, é descido um sump packer, formando o fundo necessário

para ancoragem da coluna de gravel pack, composto de tubos telados, tubos cegos, wash

pipes, crossover tool e packer é instalado.

Após conclusão da instalação do conjunto, é feito o bombeio e deslocamento do gravel,

que conterá a produção da areia de formação.

*Vantagens (em comparação com métodos alternativos):

- mais efetivo no controle de areia em longos intervalos, em intervalos com pequenas

intercalações de folhelhos, e em zonas com alto teor de argila e slit;

- suporta a maioria das reações desenvolvidas em um tratamento químico, e não se deteriora

com o tempo;

- apresenta melhores resultados nas aplicações em poços antigos com histórico de grande

produção de areia;

- é menos afetado pelas variações de permeabilidade da formação;

*Desvantagens:

- redução do diâmetro interno do poço, pela utilização de tubos telados;

- reparos ou recompletações requerem a remoção do conjunto;

- as telas estão sujeitas a corrosão e/ou erosão devido as altas velocidades de fluxo ou a

produção de fluidos corrosivos;

- apresenta maior dificuldade no isolamento de futuros intervalos produtores de água;

GRAVEL PACK A POÇO ABERTO

INTRODUÇÃO:

Conforme discutido nos capítulos anteriores, o foco principal da operação de Gravel Pack

em poço revestido, está em empacotar completamente os canhoneados com areia Gravel de

alta permeabilidade. O Gravel Pack a poço aberto elimina completamente este problema e

reduz a operação a simples necessidade de empacotamento do anular Tela x Poço Aberto.

Devido a inexistência dos canhoneados, o fluido da formação pode ser produzido ao longo de

360 no pacote Gravel, eliminando a elevada perda de carga associada ao fluido linear através


53

dos túneis de canhoneados. A redução da perda de carga através do Gravel a poço aberto,

garante uma maior produção do que em Gravel a poço revestido, para uma mesma formação.

RESERVATÓRIOS CANDIDATOS A TÉCNICA DE GRAVEL PACK A POÇO

ABERTO:

Apesar das vantagens descritas acima, a técnica de Gravel Pack a Poço Aberto não é

recomendável para todos os tipos de reservatórios e formações. Uma desvantagem da

completação a poço aberto (incluindo com gravel pack), é a impossibilidade de isolamento de

intervalos devido a elevada RAO e RGO. Completações a poço revestido permitem

selecionar, através de canhoneio, somente as zonas de interesse, permitindo melhor controle

do fluxo indesejável de água ou gás. Devido a este fato, completações a poço aberto são mais

aplicavéis para reservatórios simples, com um intervalo produtor, não sendo efetivo para

completações múltiplas com água ou gás próximos.

FLUIDOS DE COMPLETAÇÃO

São os fluidos utilizados nos poços revestidos para efetuar os trabalhos de

completação, workover e limpeza dos mesmos em condição de segurança e sem danificar a

formação.

FUNÇÕES OU CARACTERÍSTICAS:

- Deve impedir a migração do fluido da formação para o poço;

- Não deve danificar a formação;

- Deve promover o carreamento de partículas sólidas que se encontrem no poço tais

como: cimento, areia, detritos ou limalha;

- Deve ser limpo;

- Não deve ser corrosivo;

- Não deve trapear gás;

- Deve ser econômico ( barato ).


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TIPOS DE FLUIDOS MAIS UTILIZADOS:

1) base água:

- água doce com 1% de kcl e desemulsificante ( 62,4 lb / pé ³ );

- água doce com cloreto de Sódio (nacl) (peso até 74,0 lb / ³ );

- água doce com Cloreto de sódio + Cloreto de Cálcio ( 75 a 82 lb / pé );

2) petróleo, de preferência da própria zona ( +_ 50 lb / pé ³ ).

3) Fluidos gelificados: água com polímero orgânico. Bem mais caro, usado

eventualmente quando ocorre grande perda com petróleo ou água adensada.

Outro recurso utilizado para estancar perdas, são os tampões de Calcita ou de Risol.

Existe tecnologia desenvolvida para a preparação e uso de outros tipos de fluidos como:

espuma, emulsões, óleos viscosificados etc.,porém, na prática estes fluidos quase não são

utilizados na UN-BA.

O “overbalance” ou diferencial de pressão que um fluido deve ter é de 15kg / cm ²

para campos ou poços de desenvolvimento e de 20kg / cm ² para poços pioneiros.

Normalmente as programações citam as pressões das formações, pelo menos a pressão

estática esperada, e já especificam o fluido a ser utilizado no poço. Se quisermos conferir,

basta calcularmos a P.H. e compará-la à P. E. para nos certificados de que o diferencial

está adequado, observe que na produção o peso específicos dos fluidos são expressos em

lb / pé ³.

PACKER FLUID: é o fluido que deve ser deixado sobre um packer ( no anular ) ao

equiparmos o poço. Este fluído deve conter inibidor de corrosão.

Todos os fluídos utilizados na produção, exceto o petróleo, são confeccionados são

confeccionados na estação de lama do GEFLAB ou seja, chegam na sonda pronto para o

uso. Já o petróleo é solicitado das estações coletoras dos campos, sendo que nem todas

elas têm instalações adequadas para tal fim.


55

Todo o sistema por onde o fluído passa, desde os tanques de transporte, sucção, bomba,

tanque da sonda e linhas de ataque e retorno, deverão estar bem limpos para não

contaminar o fluído e posteriormente danificar a formação.

FLUIDOS UTILIZADOS NA COMPLETAÇÃO

1- agua do mar para limpeza do poço. não pode entrar em contato em contato com a

formação produtora ( formação de prcipitados ).

2- agua do mar adensada para limpeza; fluido de corrente; fluido para squeeze.

3- solução salina fc padrão: água industrial + adensidade = aditivos

4- colchão de limpeza a base de bentonita, para carreamento de solidos ( corte de

cimento ). não deixar entrar em contato com canhoneados.

5- colchão viscoso a base de polímeros ( cellosize ). para carreamento de sólidos e

combate a perda. pode entrar em contato com canhoneados.

6- colchão lavagem a base de detergente para remoção de lama a base óleo

7- tampões de perda para combater a perda de circulação. fabricado a base de

polimeros ( cellosize ), resinas 9 J – 237; J – 330 ) ou agentes obturantes ( calcita ).


56

CUIDADOS NO PREPARO E CONSERVAÇÃO DO FLUIDO*

- fluido de completação deve ser:

. isento de detritos

. compatível com a formação

. anti-corrosivo

- lavar rigorosamente tanques e linhas;

- checar funcionamento das valvulas e drenos dos tanques com água do mar;

- impedir que pedaços de sacos, cordas, copos plasticos, pontas de cigarros,

etc., sejam atirados aos tanques de fluido;

- isolar, com maximo cuidado, o fluido limpo;

- usar graxa somente nos pinos

ADITIVOS DOS FLUIDOS DE COMPLETAÇÃO

1)ADENSANTES - conferem peso ao fluido ( presão hidrostatica):

* cloreto de sódio (NaCl)

* cloreto de potássio (KCl)

* cloreto de calcio (CaCl)

2) PREVENTORES DE EMULSÃO - Evitar a formação de emulções da água com

o óleo e vice - versa. que causam danos

elevados:

* dissovan - 2489

* surflo - HS-1

* upet- pan - 207

3) ESTABILIZADORES DE ARGILAS - Evitam o inchamento da argilas as quais tam-

ponam os poros da rocha (queda na produtividade):

* cloreto de potassio (KCL)

* cloreto de amonio ( NH³ CL)

- sempre que posivel, filtrar fluido preparado em elementos de 25 micra e 2 a 5 micra

- não usar bentonita e evitar polimeros para vedar calha e valvulas

4) INIBIDOR DE CORROSÃO / BACTERICIDA

* dicromato de sodio

5) REGULADOR DE PH - AJUSTE DE ACIDEZ OU ALCALINIDADE

* soda caustica ( Na OH )

6) POLIMEROS -

* espessantes viscosificam o fluido

* hidroxi - etil celulose ( CELLOSIZE - HEC)

7) COMBATE A PERDA - resinas soluveis

* J - 330

* J - 247


57

TABELA DE PRODUTOS PARA FLUIDOS

PRODUTO UNIDADE FUNÇÃO

BENTONITA SACO 25 KGS COLCHÃO DE LIMPEZA

CARBONATO

DE CALCIO

SACO 30 KGS COBATE A PERDA

CLORETO DE

CALCIO

SACO 50 KGS ADENSANTE

CLORETO DE

POTACIO

SACO 50 KGS INIBIDOR INCHAMENTO

DE ARGILA

CLORETO DE

AMONIO

SACO 25 KGS INIBIDOR INCHAMENTO

DE ARGILA

DETERGENTE

AMONIO

TAMBOR 200 l COLCÃO DE LAVAGEM

DICROMATO

DE SODIO

SACO 40 KGS INIBIDOR DE CORROSÃO

E BACTERICIDA

DISSOVAN

2489

TAMBOR 50 l PREVENTOR DE

EMULSÃO

J - 237 BALDE 50 GAL RESINA COMBATE A

PERDA

J - 330 TAMBOR 48 GAL RESINA COMBATE A

PERDA

SODA

CAUSTICA

SACO 25 KGS CONTROLE pH

SURFLO HS -

1

BOMBONA 50 l PREVENTOR DE

EMULSÃO

UPET-PAN

207

BOMBONA 50 l PREVENTOR DE

EMULSÃO


58

PRINCIPIOS DA HIDROSTÁTICA

INTRODUÇÃO

Intuitivamente todos nós sabemos da importância dos fluidos nas operações de

petróleo, quer seja nos serviços de perfuração quanto de completação e manutenção de poços,

porém pode ser que alguns pontos sejam obscuros quanto ao seu real fundamento teórico.

Ao abordamos o tópico HIDROSTÁTICA, tentaremos fornecer resumidamente

informações que possibilite o entendimento do mecanismo de amortecimentos de poços,

através de conceitos básicos como diferenças entre peso, peso específico e densidade, coluna

hidrostática, unidades mais empregadas e relações entre peso, volume, área e pressão.

PESO E PESO ESPECÍFICO

Inicialmente conversaremos sobre a definição de peso, peso específico e densidade

para que não haja confusão quando citarmos individualmente cada um.

Toda substância seja sólida, líquida ou gasosa apresenta um determinado peso a

depender da quantidade física tomada (volume). É evidente que um botijão com 1 litro pesa

menos que um contendo 20 litros do mesmo fluido.

A pergunta é: como podemos saber o peso de um determinado volume de fluido

conhecido?

Obs. Devemos esclarecer que daqui por diante quando mencionarmos a palavra fluido,

estaremos nos referindo a qualquer substância líquida ou gasosa, água, vapor, gás e petróleo

são exemplos mais diretos.

Resp. Suponhamos que gostaríamos de saber quanto pesa 1 litro de água pura

(destilada). Uma maneira prática seria leva-lo até uma balança onde leríamos 1 Kg..

Chegaríamos a conclusão que 1 litro de água pura pesa 1 Kg, conseqüentemente 1 Kg

do mesmo fluido ocupa o volume de 1 litro.

Se tomarmos agora 1 litro de petróleo “morto” e procedermos de maneira idêntica

obterão um valor diferente, muito provavelmente inferior ao da água.

Podemos então afirmar que cada substância apresenta uma relação entre o seu peso e o

seu volume: a da água destilada, como foi visto anteriormente é:


59

litro

Kg1

Definimos então:

“A relação entre o peso de uma substânica e o volume ocupado pela mesma é

denominada de peso específico.”

UNIDADES

Paremos um pouco agora para falar sobre UNIDADES que é outro conceito de

fundamental importância para facilitar o entendimento da hidrostática, como de muitas outras

grandezas físicas.

No nosso dia a dia fazemos uso constantemente de palavras que serve para dar sentido

ao que falamos. Ao mencionarmos Kilograma nos vem à cabeça a idéia de peso, kilômetro

nos dá noção de distância. Digamos que você ao se dirigir ao balcão de um supermercado

onde estivesse sendo vendido leite e manteiga para comprar um desses produtos, peça ao

vendedor 1 litro (que identifica volume). Ele automaticamente saberá que o produto desejado

é leite pois manteiga normalmente é vendida a peso (grama, kilograma....).

Este é um exemplo bem direto de como determinadas grandezas são relacionadas com

nomes, sendo estes classificados como UNIDADES.

Grandezas como distância, velocidade, peso, volume, temperatura etc..., possuem

unidades que as identificam.

Então vejamos o que vem a ser isso: ao nos referirmos à distância entre 2 cidades

falamos em quilômetros, profundidade de um poço em metros, volume de um tanque em

barris, velocidade de um carro em Km/hora. É bom salientar que uma mesma grandeza

normalmente pode ser expressa em várias unidades (Ex.: unidades de comprimento – metro,

centímetro, polegada, pé, milha, etc..).

O peso específico (P.E.) também possui unidades que nos dão uma noção bem clara

sobre o que estamos explicando. Foi dito anteriormente que peso específico é a relação entre o


60

peso de um fluido (Kg, Lb, grama...) e o volume ocupado pelo mesmo (litro, pé³, galão,...) ou

seja:

Volume

Peso

As unidades mais utilizadas para P.E> na linguagem técnica de petróleo são: libra

(unidade de peso) por galão (unidade de volume) e libra por pé cúbico (unidade de volume).

Para deixar clara a diferença entre peso e peso específico, basta usarmos o exemplo

dado no inicio do texto, ou seja, 1 litro de água pesa menos que 20 litros, daí concluirmos que

o PESO varia com o volume porém o PESO ESPECÍFICO se mantém constante.

Para a água, temos: 34,6234,81

pe

Lbs

galao

Lbs

litro

Kg

DENSIDADE

Com o passar do tempo os cientistas sentiram a necessidade de introduzir mais um

conceito que relacionasse o peso específico dos fluidos com o peso específico de um fluido

tomado como referência, sendo a água pura a escolhida.

“A relação entre o peso específico de um fluido qualquer e o peso específico da água é

denominado de densidade”

Ou seja: )_(.

)_(.

destiladaáguaEP

qualquerfluidoEPd

As substâncias ditas “mais pesadas que a água“ possuem densidade maior que 1, como

é exemplo da maioria dos fluidos de completação. Já os “mais leves” como o petróleo, o gás

etc.. possuem densidade menor que 1. seria redundante dizer que a densidade da água é 1.


61

1)(.

)(.

águaEP

águaEPd

Façamos um exercício para fixarmos melhor este conceito:

Pergunta: Qual a densidade da água adensada de P.E 74 lb/pé³?

Resposta: )_(.

)_(.

puraáguaEP

qualquerfluidoEPd ,

temos P.E do fluido = 74 lb/pé3, P.E água pura = 62,4 lb/pé³

logo,

19,1/4,62

/74

)_(.

)_(.3

3

pelb

pelb

puraáguaEP

qualquerfluidoEPd

OBS: Note que só podemos calcular a densidade de um fluido utilizando a fórmula

acima se os pesos específicos do fluido e da água estiverem expressos nas mesmas unidades,

no nosso exemplo lb/pé³. Se o P.E da água adensada fosse dado em lb/galão, obrigatoriamente

teríamos que usar o P.E da água pura também em lb/galão.

Verifiquemos então:

ÁGUA ADENSADA - 74 lb/pé3 = 9,89 lb/galão; ÁGUA PURA - 62,4 lb/pé

3 = 8,34

lb/galão

19,1/34,8

/89,9

galãolb

galãolbd

Como era de se esperar a densidade não se alterou.


62

AMORTECIMENTO DE POÇOS

Surge então a pergunta: o que interessa para me saber o peso específico das

substâncias, especialmente os dos fluidos de completação?

Vamos esclarecer primeiramente o que seja um amortecimento de poço. Ao

recebermos o programa de intervenção em um poço, nele deve constar à pressão estática do

reservatório obtida através de testes de formação ou RPE (Registro de Pressão Estática).

Sendo assim necessitamos utilizar um fluido com o peso específico adequado para que a sua

coluna hidrostática (poço cheio) venha proporcionar uma pressão maior que a do reservatório,

garantindo assim um trabalho seguro e sem maiores preocupações quanto à ocorrência de

KICKS ou BLOW OUTS.

Mas vejamos como isso realmente acontece. Ao mergulharmos em uma piscina

nadando em direção ao seu fundo, notamos que nossos ouvidos ficam sujeitos a pressões

crescentes chegando a um ponto insuportável onde temos duas opções, voltar à superfície ou

realizar a descompressão dos tímpanos. Esta é uma experiência que acredito a maioria das

pessoas já tenha passado, mas provavelmente alguns não tenham questionado a causa de tal

ocorrência. Explicaremos a seguir a relação entre peso, peso especifico, área e pressão o que

ajudará na compreensão do fenômeno narrado acima e principalmente da sistemática de

amortecimento de poços.

Inicialmente precisamos deixar claro que peso é uma força.

PESO = FORÇA

Precisaremos definir agora qual a relação entre peso e pressão.

Experimentalmente sabemos que:

ÁREA

FORÇAPRESSÃO


63

Ou seja, toda força aplicada sobre uma determinada área gera uma pressão resultante.

Por essa fórmula concluímos que variando a força ou a área, podemos variar a pressão

exercida sobre os corpos.

Uma maneira prática de testarmos a veracidade desta fórmula é tomar um pequeno

peso (força), de 1 Kg por exemplo, um tarugo de madeira e uma faca. Apóie o tarugo sobre a

sua própria barriga colocando em seguida o peso sobre o mesmo. Imediatamente você sentirá

uma pressão sendo exercida sobre o seu abdômen que é o resultado do peso sobre a área de

contato do tarugo. Troquemos agora o tarugo de madeira por uma faca de ponta fina. Se você

tentar realizar o mesmo experimento chegará à conclusão que provavelmente a faca o

machucaria, o que é verdadeiro. O motivo disso é que ao trocar a madeira pela faca você

diminuiu a área de contato com sua barriga para o mesmo peso utilizado, e segundo a fórmula

apresentada causa um aumento de pressão.

Fica explicado também o porquê do caso da piscina. Ao nos aprofundarmos o peso da

água atuando sobre a área dos nossos ouvidos vai aumentando, com o conseqüente aumento

de pressão.

E qual a relação que existe entre o explicado e o amortecimento de poços? Eu diria

que tudo. O que fazemos na realidade ao colocarmos fluido no poço é aplicarmos uma coluna

hidrostática (altura de fluido que gera um peso equivalente) sobre uma determinada área,

gerando uma pressão que terá que ser maior que a pressão estática da formação, esta é a

chamada PRESSÃO HIDROSTÁTICA.

Verificaremos agora outro fato interessante. Olhando as figuras abaixo onde se

encontram os desenhos de 2 tanques cheios com o mesmo fluido, perguntamos: Se

conseguíssemos instalar um manômetro no fundo de ambos, qual apresentaria a maior

pressão?

Alguns talvez tenham respondido que seria o tanque número 2 devido ao seu maior

volume e conseqüentemente maior peso. Minha resposta porém seria diferente, afirmando que

na realidade a maior leitura seria do manômetro do tanque nº 1.

Qual o motivo do aparente “absurdo”? mediante contas simples provaremos que a

pressão hidrostática independe do volume, sendo função exclusiva do tipo de fluido e da

altura da coluna hidrostática.


64

Suponha que tenhamos dois tanques com as dimensões mostradas abaixo, cheios de

água.

1)

2)

Quais seriam as pressões exercidas sobre o fundo dos tanques?

Sei que Área

Forçaessão Pr ; Força = Peso do fluido, Área = Área do fundo do tanque

Calculemos então:

Passo 1:

Peso de fluido – Para calcularmos o peso total de fluido (água) contida no tanque,

precisamos relembrar o conceito de peso específico. Ao abordarmos este tópico vimos que 1

litro de água pesava 1 Kg, ou seja, o peso específico é:

PE = 34,6234,81

pe

Lbs

galao

Lbs

litro

Kg

Sabemos também que 1 m³ = 1000 litros.

Voltemos então para os nossos cálculos:

Chegamos a conclusão que 1 m³ de água pesa 1000 gal.

Se eu souber o volume de cada tanque (m³) fica fácil sabermos o peso referente ao

fluido.


65

Cálculo dos volumes:

TQ (1): Altura x largura x comprimento = 1,5m x 2,0m x 5,0m = 15 m³

TQ (2): Altura x largura x comprimento = 2,0m x 1,5m x 4,0m = 12 m³

Sendo assim, o peso do fluido nos tanques é:

TQ (1): KgmKgxm 15000/100015 33

TQ (2): KgmKgxm 12000/100012 33 12

Escrevemos uma fórmula que corresponde ao que fizemos:

PESO DO FLUIDO = VOLUME DO FLUIDO X PESO ESPECÍFICO DO FLUIDO.

Com o peso respectivo dos dois tanques sabemos a força que atuará no fundo dos

mesmos.

Passo 2:

Calculo da área do fundo dos tanques:

TQ (1): Comprimento x largura = 5,0m x 2,0m = 10m²

TQ (2): Comprimento x largura = 1,5m x 4,0m = 6m²

Passo 3:

Cálculo das pressões:

Já vimos que Pressão = Força

Área

TQ (1): Força = 15000 Kg Pressão = 2

2/1500

10

15000mKg

m

Kg

Área = 10m²

TQ (2): Força = 12000 Kg Pressão = 2

2/2000

6

12000mKg

m

Kg

Área = 6 m²


66

Veja que apesar do TQ 1 possuir um volume maior de fluido que o TQ 2 e

conseqüentemente um maior peso, o comprimento das pressões é exatamente o inverso. A

explicação é simples, a altura da coluna hidrostática no TQ 2 é superior ao TQ 1, gerando

assim uma pressão hidrostática em níveis mais elevados.

Do exposto podemos então concluir:

“A pressão hidrostática independe do volume de fluido, sendo função exclusivamente do

seu peso específico e da altura da coluna hidrostática”

Esta é a razão pela qual 1000m de um determinado fluido em um revestimento de 7”

exerce a mesma pressão que 1000m desse mesmo fluido em um revestimento de 5 ½”.

Abramos um parêntese para falar das unidades de pressão comumente utilizadas.

Como pressão é função de uma força (peso) sobre uma área, é de se esperar que suas

unidades também o sejam. Se utilizarmos peso em Kg e a área em cm², obteremos a pressão

em Kg/cm² (unidade adotada pela Petrobrás).

AMORTECIMENTO DE POÇOS

INTRODUÇÃO

No caso de mudarmos esta unidade para: Peso em libras (lb) e Área em polegada

quadrada (pol²), teremos a pressão em lb/pol² (sistema inglês). Esta unidade é mais conhecida

com PSI (em inglês, Pounds per Square Inches).

Frisamos que existe uma gama muito grande de unidade de pressão, porém na

linguagem técnica de petróleo são as mais utilizadas.

FÓRMULAS PARA O CÁLCULO DA ALTURA DE FLUIDO E PESO ESPECÍFICO

NECESSÁRIO PARA O AMORTECIMENTO DE POÇOS

1- Sabendo a profundidade (H) em metros e o peso específico do fluido (PE) em lb/pé³,

achar a pressão hidrostática equivalente (PH) em psi.

xPExHPH 023,0


67

2- Sabendo a pressão hidrostática necessária (PH) em psi e a profundidade (H) em

metros, achar o peso específico do fluido (PE) em lb/pé³ necessário para amortecer o

poço.

H

xPHPE

48,43

3- Sabendo a profundidade (H) em metros e o peso específico do fluido (PE) em lbs/gal,

achar a pressão hidrostática equivalente (PH) em psi.

xPExHPH 0158,0

4- Sabendo a pressão hidrostática necessária (PH) em psi e a profundidade (H) em

metros, achar o peso específico do fluido (PE) em lbs/gal necessário para amortecer o

poço.

H

xPHPE

29,63

Obs. 1: A PETROBRÁS adota uma margem de segurança da ordem de 20 Kg/cm² (284,4

psi), ou seja:

2/20 cmKgPRPH , onde PR = Pressão estática do reservatório.

Obs. 2: Conversão de unidades psicmKg 22,14/1 2


68

Vejamos dois exemplos de cálculo de amortecimento de poços:

1- Recebemos da estação de lama, 2 carretas de fluido de amortecimento (água adensada),

que apresentou um peso específico de 73,7 lbs/pé³ (medido na SPT). Sabemos pelo programa

que a pressão estática do reservatório registrada no último teste de formação era 155 Kg/cm, a

uma profundidade de 1350m (zona aberta). A pergunta é: podemos utilizar este fluido para

amortecer o poço?

Resp. Cálculo da pressão hidrostática equivalente a 1350m (H) de fluido de peso específico

73,7 lbs/pé³ (PE).

Fórmula (1):

2/1614,288.213507,73023,0023,0 cmKgPSIxxxPExHPH

Como a pressão estática do reservatório (PR) é 155 Kg/cm², pelas normas da

PETROBRÁS seria necessária uma pressão hidrostática equivalente de 155 Kg/cm² + 20

Kg/cm² = 175 Kg/cm². Sendo assim o fluido não está corretamente especificado pois 161

Kg/cm² é menor que 175 Kg/cm².

1- Determine qual é o peso específico (PE) do fluido recomendado para amortecer uma

zona a 2100m, cuja pressão estática é 220 Kg/cm².

Resp. A pressão hidrostática exercida pelo fluido deverá ser de 220 Kg/cm² + 20 Kg/cm²

(segurança), ou seja 240 Kg/Cm² = (3413 psi).

Fórmula 2:

7,702100

341348,43

)(

)(48,43

x

mH

psixPHPE

Utilizaremos um fluido de peso específico 72 lb/pé³


69

CÁLCULO DA CONTRA PRESSÃO A SER APLICADA NA SUPERFÍCIE

Dados: Pressão estática: PE = 130 Kg/cm²

Profundidade: D = 1200m

Revestimento de 5 ½” , 14 lb/pé

Coluna 2 3/8” EU

a) Cálculo do peso específico do fluido de amortecimento

Pressão hidrostática necessária:

22 /15020130/20 cmKgcmKgPEPH

Verificando na tabela de fatores para cálculo do peso específico, para P em 2/cmKg e

D = metros, achamos o fator 624,28 para o peso específico em lb/pé³

Logo:

32

/781200

/150624

Pr

Pr_ pélb

m

cmKgx

ofundidade

essãoFatorxespecificoPeso

Capacidade do espaço anular 5 ½” - 14 x 2 3/8” - 0,062 bbl/m - 16,13 m/bbl.

Volume total do espaço anular = 1200m x 0,062 = 74,4 bbl

Pressão exercida por um barril de fluido no espaço anular:

23

/016,2624

/13,16/78cmKg

bblmxpèlbP

Logo 1 barril exerce no espaço anular uma pressão de 2,016 2/cmKg ou,

multiplicando-se por 14,22,

14,22 x 2,016 = 28,66 psi.


70

Se no exemplo em tela, já foram injetados 20 bbl de fluido no espaço anular, esse

volume exercerá uma pressão hidrostática de 20 x 2,016 = 40,32 Kg/Cm².

Para evitar o fluxo de gás da formação para o poço, deveremos exercer na superfície

uma contra pressão de

2/7,1093,40150 cmKgPHP ou PSIx 156022,147,109

Obs: Sugere-se o preparo de uma tabela de volume x contra pressão. No caso em tela,

teremos:

Volume Injetado (bbl) Contra Pressão (Kg/Cm²) Contra Pressão (psi)

10 130 1849

20 110 1564

30 90 1280

40 69 569

50 49 711

60 29 853

70 9 128

75 0 0

Esta tabela fornecerá ao operador uma diretriz sobre a contra pressão a aplicar, durante

o amortecimento, após preenchido o volume da tubulação.

A prática indicará se for necessário o cálculo da contra pressão a cada 5 bbl em vez de

10.

Exemplo: Planeja-se executar uma restauração em um poço onde a pressão na cabeça é

próxima da pressão de trabalho do equipamento de superfície. Planejar o amortecimento para

minimizar a possibilidade falha.

Dados: Pressão de trabalho dos equipamentos de superfície, 5000 psi;

Pressão na cabeça: 4800 psi;

Tubulação de 2 3/8”, 4.7 lb/pé, N-80;

Canhoneio a 13795 pés;

Peso específico do fluido: 9 lb/galão.


71

A solução será a de amortecer o poço pelo método de segregação ou de lubrificação, para

reduzir a pressão na cabeça a níveis seguros.

1- Estimular a pressão hidrostática fornecida por cada barril de fluido injetado: Capacidade do

tubing de 2 3/8” = 0,00387 bbl/pé = 258,4 pés/bbl. O fator, na tabela para psi, pés e lb/gal é

19,25.

bblpsix

/1208,12025,19

94,258

1 Instale todos os equipamentos de superfície incluindo bomba e queimadores;

2 Abra o bean para permitir a descarga do poço e momentaneamente reduzir a pressão do

tubing;

3 Feche o bean e bombeie o fluido de 9 lb/gal até que a pressão dinâmica do tubing alcance

4800 psi;

4 Aguarde para permitir o fluido cair dentro do tubing. O tempo variará de 15 a 60

minutos, dependendo da densidade do gás, da pressão e do diâmetro do tubing;

5 Abra lentamente o bean e descarregue o gás até que apareça o fluido de amortecimento;

6 Feche o bean e bombeie o fluido de amortecimento;

7 Continue o processo até que se obtenha uma pressão de bombeio segura.


72

A figura 1 ilustra a operação:

CHECK LIST PARA INTERVIR EM POÇOS DE GÁS

1- Observar se existe registro (Amerada, TFR, DST) recente de pressão estática do poço

(pressão, data e profundidade);

2- Se o fluido de amortecimento/completação está compatível com os dados de pressão

estática e profundidade vertical do reservatório de modo a termos o seguinte

diferencial:

2/20 cmKgPePH

3- Observar se o poço absorve ou joga fora o fluido;

4- Completar o poço continuamente durante a retirada e descida das colunas, observando

o retorno de fluido pela saída de lama;

5- Observar se os equipamentos de superfície (bomba, BCP, válvulas, linhas, etc..) a

serem usados estão compatíveis com as pressões esperadas durante um possível


73

amortecimento. Esses equipamentos deverão ser testados com 1000 psi, no mínimo,

acima da pressão estática do reservatório;

6- Após qualquer descida e antes de iniciar a retirada de tubulação, circular um volume

do poço, a fim de eliminar algum gás produzido pela formação;

7- Manter na plataforma de trabalho uma válvula de segurança testada e com pressão de

trabalho no mínimo 1000 psi acima do pé do reservatório, com nipple igual a da

coluna em uso na ocasião;

8- Certificar-se de que a bomba de lama está com camisas e pistões adequados para as

pressões e se a válvula de segurança está adequadamente calibrada;

9- Não interromper as manobras para executar qualquer outra atividade, sendo imperiosa

essa interrupção, reduzi-la a um tempo mínimo, mantendo o poço cheio, conforme já

indicado no item 4. nas manobras de retirada de coluna, circular antes de reiniciar a

operação;

10- Quando não conseguir circulação no amortecimento (coluna ou anular obstruído),

canhonear através do tubing com “Tubing Punch”, para permitir a circulação e

equalização de pressões;

11- Instalar um ou mais queimadores dentro das normas de segurança vigentes, atentando

sobretudo para as distâncias e ventos predominantes;

12- Utilizar sempre bean como válvulas de restrição em lugar de válvulas do tipo gaveta

ou plug;

13- Só utilizar fluidos viscosos em último caso;

14- Informar ao setor de completação qualquer anormalidades observadas;

15- Determinar o peso específico do fluido de amortecimento antes e após as circulações,

e ao recebê-lo na área do poço;

16- Durante o pistoneio redobrar os cuidados. Não permitir que pessoas não capacitadas

executem esta operação;

17- Manter o poço sempre cheio antes, durante e após o canhoneio;

18- As circulações deverão ser feitas com restrição no retorno, isto é, por meio de válvula

de agulha (bean). Esta recomendação não se aplica a poço que absorvem fluido;


74

19- Corrigir todos os vazamentos dos equipamentos de superfície;

20- Optar por canhoneio através do tubing especialmente quando se desconhecer a pressão

estática do reservatório ou quando mais de uma zona for aberta no poço;

21- Ter na sonda um “inside BOP” compatível com a coluna em operação;

22- Atentar para que todos os acessórios utilizados ou possíveis de serem instalados na

coluna (válvula, reduções, nipples, etc..) tenham um diâmetro interno igual ou maior

que o da coluna;

23- Usar BOP duplo, hidráulico, com as gavetas cegas abaixo das vazadas;

24- Lembrar que em caso de reação do poço, sem coluna, ele deve ser imediatamente

fechado através das gavetas cegas e em seguida, estabelecida uma segunda “barreira”,

através de um nipple com luva na extremidade inferior e válvula no topo, fechando-se

as gavetas vazadas contra esse nipple logo acima da luva;

25- Caso se constate que o poço absorve fluido, manter na área um estoque mínimo de

fluido capaz de compensar as perdas para a formação num período de 24 horas;

26- Todos os motores (sonda e equipamentos auxiliares) deverão ter descarga úmida;

27- Verificar com explosímetro a área em torno do queimador antes de atear fogo ao

mesmo, bem como testar a explosividade nas várias partes da locação;

28- Todas as linhas (recalque, queimador) deverão ser rigorosamente ancoradas.

PROCEDIMENTOS PARA AMORTECIMENTO DE POÇOS COMPLETADOS

1.1 POÇOS BOMBEADOS:

a) Mecanicamente

- Descarregar o gás do anular e coluna;

- Completar o poço e circular reverso;

- Instalar BOP;


75

- Pescar válvula de pé;

- Retirar coluna de hastes;

- Remover parafina e gabaritar toda a coluna até o topo da bomba;

- Retirar coluna de tubos com a bomba.

b) Eletricamente:


- Substituir a cabeça de produção por uma T-16;

- Instalar BOP;

- Remover parafina e gabaritar toda a coluna;

- Circular reverso;

- Retirar coluna.

Obs. 1: No caso de poços bombeados mecanicamente:

1º Caso – Caso o poço absorva muito, completar sempre durante a manobra;

2º Caso – Caso a válvula de pé não seja pescada, retira-se a coluna com auxilio do pistoneio;

3º Caso – O volume necessário para a circulação reversa é de uma vez e meia o volume da

coluna;

4º Caso – Caso não haja condições de circulação reversa, poderá haver duas hipóteses:

a) PARAFINA ou SCALE nos tubos, neste caso, retirar os tubos obstruídos por unidade

e os restantes por seção;

b) FLUIDO MUITO PESADO: neste caso diminui-se o seu peso. Caso continue sem

retorno, mantê-lo sempre cheio durante a manobra.

Obs. 2: No caso de poços bombeados eletricamente:

1º - De preferência utilizar água para amortecimento, possibilitando a retirada da coluna com

banho de água;

2º - Prevalece as mesmas observâncias de poços bombeados mecanicamente, exceto o item 2º


76

1.2 POÇOS DE GÁS LIFT:

a) Contínuo simples:

- Descarregar o gás da coluna e do anular;

- Amortecer o poço pela coluna, injetando na formação na faixa de 10 a 15 bbl

de fluido;

- Retirar árvore de natal e instalar BOP;

- Gabaritar toda a coluna;

- Abrir a junta do packer;

- Completar o anular e circular reverso;

- Desassentar o packer e retirar coluna de GL.

b) Contínuo duplo:


- Amortecer o poço pelas colunas curta e longa, usando o mesmo processo de

gás lift contínuo simples;


- Gabaritar ambas as colunas;

- Desencaixar o snap latch do packer superior;

- Circular reverso e retirar coluna curta;

- Completar o poço;

- Abrir junta do packer e circular reverso;

- Desassentar o packer e retirar coluna longa.

c) Intermitente simples:



77

- Completar a coluna com fluido de amortecimento;

- Gabaritar coluna e pescar standing valve;

- Amortecer o poço pela coluna, injetando na formação na faixa de 10 a 15 bbl

de fluido;

-

- Retirar a árvore de natal e instalar BOP;

- Abrir a junta do packer e circular reverso até eliminar todo o gás;

- Desassentar o packer e retirar a coluna de GL;

d) Intermitente duplo:

- Descarregar o gás do anular e da coluna;

- Completar a coluna longa e a curta;

- Gabaritar ambas as colunas e pescar as standing valves;

- Amortecer o poço pelas colunas curta e longa, injetando cada formação na

faixa de 10 a 15 bbl de fluido;

- Retirar a árvore de natal e instalar BOP;

- Desencaixar o snap latch do packer superior;

- Circular reverso e retirar coluna curta;

- Completar o poço;

- Abrir a junta do packer;

- Desassentar packer inferior e retirar coluna longa.

1.3 POÇOS SURGENTES:

a) Óleo:

- Descarregar a pressão da coluna;

- Verificar pressão da coluna e pressurizá-la com uma pressão superior a

registrada no manômetro, antes de abrir o poço;

- Abrir o poço e amortece-lo injetando de 10 a 15 bbl de fluido na formação;

- Observar o comportamento do poço, se a pressão cai a ZERO;


- Completar o anular e abrir a junta do packer;


78

- Circular reverso;

- Desassentar o packer e retirar coluna.

b) Gás:

- Verificar as recomendações do Check list de poços de gás;

- Queimar o gás para drenar a pressão, caso necessário;

- Completar o anular;

- Suspender a árvore de natal abrindo a junta do packer;

- Circular reverso pela junta do packer;

- Desassentar o packer e retirar coluna.

Obs.:

- Caso abaixo da árvore de natal tenha o adapter BO-2 com hanger coupling,

após o amortecimento pela coluna, suspenda-se a árvore de natal possibilitando

a abertura do packer. A partir deste procedimento poderá ser feita a circulação

reversa, eliminando-se qualquer bolsão de gás dentro do poço;

- Caso contrário, ou seja não haja o BO-2 com hanger coupling, nos poços

profundos que exijam uma pressão alta para o amortecimento, poderemos

recorrer ao canhoneio dentro da coluna de produção, logo acima do packer,

recorre-se ao “TUBING PUNCH” que é muito útil;

POÇOS DE GÁS COM COLUNA LIVRE

Utilizar os mesmos procedimentos e cuidados previstos para poços de gás com packer:

a) Instalar “beans” reguláveis no tubing e no revestimento;

b) Construir queimadores para descarregar o tubing e o revestimento. Ancorar as linhas e

os queimadores;

c) Descarregar o gás até que se obtenha uma pressão de fluxo estabilizada menor que a

pressão inicial, para facilitar o bombeio do fluido;


79

d) Bombear através da tubulação de produção o fluido de amortecimento, mantendo o

bean do espaço anular todo aberto para o queimador. Este método é para evitar retorno

de gás, que se porventura o espaço anular estivesse ligado ao tanque de lama poderia

provocar um incêndio. Lembre-se que a descarga da sonda e a bomba de lama estão

próximos ao tanque de lama. Ao concluir a injeção de um volume de fluido igual ao

volume da coluna, reduzir a abertura do bean e aumentar a vazão da bomba, de modo a

manter uma contrapressão sobre a formação, evitando-se desse modo que o reservatório

continue produzindo, carregando o fluido e formando bolsas de gás. Assim o fluido irá

ocupando o espaço ocupado pelo gás que está sendo liberado na superfície, com vazão

controlada. Ver no anexo A, o cálculo da contra pressão, que se baseia na pressão

hidrostática fornecida pelo fluido de amortecimento no espaço anular. Para se evitar danos

à formação não devem ser exercidas contrapressões muito elevadas na superfície, para

evitar a invasão de fluido de amortecimento de formação.

POÇOS SEM COLUNA (KICK)

Ocorrendo um descontrole do poço sem a tubulação, motivado geralmente pelo fato de

não se completar o poço durante a manobra, a depender da condição das instalações de

superfície, existem 3 modos distintos de se amortecer o poço, a seguir:

a) Se as condições na superfície, permitirem a instalação da Unidade de FLEXI-

TUBO.

Esse método utiliza praticamente os mesmos procedimentos de amortecimento com

coluna livre. As diferenças estão exatamente na velocidade de bombeio, que é bem menor,

face a perda de carga em função do seu diâmetro, e na velocidade de bombeio, que não poderá

ser aumentada pela mesma razão, e porque a partir do momento em que começa penetrar

fluido no anular, há uma tendência de aumento de pressão. Para reduzir o efeito das perdas de

carga, utiliza-se um redutor de fricção associado ao fluido de amortecimento.

b) Se as condições na superfície são seguras.


80

Se houver nos equipamentos de superfície uma situação segura, proceda da seguinte

maneira:

- Instalar a maior quantidade possível de queimadores, todos com válvula de

fluxo (bean);

- Descarregar a pressão até a menor leitura estabilizada;

- Bombear no poço o volume correspondente ao revestimento, aumentando a

vazão à proporção que diminui o valor da pressão de bombeio, naturalmente

respeitando os limites dos equipamentos;

- Abrir o poço, aguardar alguns minutos e, se não houver índices de reação, abrir

o BOP e descer a coluna o mais rápido possível;

- Caso haja indícios de reação do poço pressurizá-lo com mais ou menos uns

300 psi, fechar todas as válvulas, aguardar por 30 minutos para que haja

segregação (separação de gás e fluido), abrir o poço lentamente e descarregar

somente o gás. Não permitir retorno de fluido. Preencher o espaço que ficou

vazio pela liberação do gás. Repetir estas operações até que seja liberado todo

o gás e o poço esteja totalmente amortecido.

Obs.: Com a gaveta cega do BOP fechada, por motivo de segurança, insta-se o tubing

streep que possibilita a descida da coluna com a completa vedação entre a sua borracha e a

própria tubulação. Na extremidade da coluna, coloca-se 1 seating nipple com uma standing

valve invertida, ou INSIDE BOP, que impede o fluxo de fluido do poço para a superfície

através da coluna. Após concluída a manobra, faz-se a circulação direta e o poço estará em

condições de ser amortecido. Durante a manobra deixar o anular aberto para o tanque de

lama.

c) Método da Segregação:

Um poço de gás sem coluna poderá ser amortecido utilizando-se o processo de

segregação. Este método requer tempo e paciência, e é utilizado quando não se pode fazer

bombeio contínuo ou quando não se dispõe do flexi-tubo. Após adotadas as providências

preconizadas, proceder da seguinte maneira:


81

- Estimar a pressão exercida por barril de fluido injetado no poço. (Ver anexo A

e exemplo a seguir);

- Abrir o bean e bombear o fluido até atingir uma pressão próxima da pressão de

trabalho dos equipamentos que estiverem pressurizados (cabeça, válvulas,

linhas, bombas, etc...);

- Anotar o volume injetado e fechar o poço, aguardando a segregação do fluido.

Esse tempo varia entre 15 minutos e uma hora, a depender da densidade do

gás, pressão, diâmetro interno do revestimento ou da tubulação, se for o caso;

- Abrir o bean lentamente para que a velocidade do fluxo do gás não transporte o

fluido de volta. Descarregar lentamente o gás, não permitindo o retorno do

fluido injetado. Fechar o bean quando começar a aparecer o fluido injetado;

- Bombear fluido de amortecimento até atingir a pressão especificada no item.

Repetir os itens “c”, “d” e “e” tantas vezes forem necessárias para que se

complete o volume total do revestimento e que se tenha o poço completamente

amortecido;

- Abrir a gaveta do BOP e descer a coluna o mais rápido possível.

Obs.: Essa técnica pode ser aplicada a poços produtores de petróleo, com raras exceções.

POÇOS DE GÁS COM PACKER

Após executar as medidas preliminares, seguir a seguinte orientação:

a) Completar o espaço anular com fluido de amortecimento;

b) Verificar qual a pressão indicada no manômetro da árvore de natal e anotar;

c) Pressurizar a linha de ataque até a árvore de natal, com uma pressão capaz de vencer

aquela lida anteriormente;

d) Abrir a válvula da árvore de natal que está ligada a linha de ataque, fechar o “bean” do

queimador e recalcar o fluido, aumentando a vazão à proporção que a pressão indicada

no manômetro da bomba diminuir. Esta operação não deverá ser interrompida, para

evitar que o gás migre para cima, trazendo de volta o fluido injetado e formar bolsas

de gás; deve-se atentar porém para o inconveniente de se recalcar poço de gás que é

“corte” do fluido pelo gás;


82

e) Após deslocar o volume de amortecimento, parar a bomba, abrir a válvula de descarga

da bomba e verificar se há alguma reação do poço;

f) Se houver reação do poço, mantê-lo fechado por alguns minutos, para que haja uma

segregação. Descarregar o gás e completar o tubo com fluido. Repetir essa operação

quantas vezes forem necessárias, até que o poço esteja completamente amortecido;

g) Retirar a árvore de natal, instalar o BOP (com 12 parafusos) e fechar a gaveta cega.

Com o nipple para deslocar o DONAT, testar a gaveta vazada;

h) Instalar um “bean ou válvula” acima daquele nipple e soltar os parafusos prisioneiros

do donat. Elevar a coluna para abrir a junta de circulação do packer e circular reverso,

uma vez e meia o volume do poço, para eliminar o gás, mantendo uma contra pressão

na superfície através de um bean.

OPERAÇÃO

PROCEDIMENTOS ANTES DO INICIO DA OPERAÇÃO

Para a realização da operação de amortecimento é necessário que se adotem medidas

preliminares objetivando tornar a operação mais segura e aumentar a eficiência da mesma,

principalmente nos poços de gás e nos poços de óleo com pressões elevadas, onde os riscos

são maiores. Essas medidas estão relacionadas abaixo:

a) Consultar a pasta do poço e anotar todos os dados do mesmo, como por exemplo:

- revestimento;

- peso;

- formação ou zona;

- coluna existente no poço;

- tipo de fluido dentro do poço.

b) Consultar o “Check List” para poços de água;

c) Instalar válvulas de agulha (beans) em uma saída lateral da árvore de natal e na cabeça

de produção para permitir descarregar o gás da tubulação e do anular sem danificar as

válvulas tipo gavetas, que não devem ser empregadas para esse fim;


83

d) Construir linhas e queimadores de modo a permitir descarregar a tubulação e o espaço

anular. Atentar para as distâncias previstas nas normas de segurança;

e) Observar todos os componentes desde a descarga da bomba até o “bean” são

compatíveis com as pressões esperadas durante o amortecimento. Essas instalações

deverão ser testadas com 1000 psi (70Kg/cm²) no mínimo acima da pressão esperada

ou no caso de poços de gás, da pressão estática do reservatório. Eliminar vazamentos, se

forem verificados;

f) Ancorar todas as linhas de descarga do poço, bomba e queimadores, bem como a linha

de retorno para o tanque;

g) Certificar-se que a bomba está com camisa e pistões de diâmetro adequado para as

pressões esperadas. Verifique se a válvula de segurança está calibrada para a pressão

máxima esperada;

h) Calcular o volume de fluido necessário para preencher a coluna e o revestimento entre

o packer e a zona canhoneada e também o espaço anular tubing – revestimento se for o

caso;

i) Certificar-se que o volume de fluido disponível no tanque é superior a 1,5 vezes o

volume do poço;

j) Aferir a balança de lama e verificar o peso específico do fluido disponível no tanque,

calcular a pressão hidrostática que esse fluido proporcionará na profundidade do

canhoneio da zona que tiver maior gradiente de pressão. Assegurar-se que esse fluido

fornecerá um diferencial entre as pressões hidrostáticas e estática igual ou maior que

20 Kg/cm² (284 psi) (PH – PE 20 Kg/cm²);

k) Assegurar-se que os manômetros disponíveis estejam calibrados.

AMORTECIMENTO DE POÇOS DE PETRÓLEO

Esse tipo de amortecimento é análogo ao de poço de gás com coluna e packer. Após

executada as providências necessárias, proceder da seguinte maneira:

a) Descarregar o poço para o tanque da SPT ou coletora, para reduzir a pressão de

surgência;

b) Enquanto se drena a pressão do tubo, preencher o anular;


84

c) Calcular o volume do tubo e do espaço entre o packer e a base do canhoneado.

Elaborar os cálculos do modo mais exato possível, para não injetar fluido na

formação;

d)

e) Recalcar o volume correspondente ao cálculo. Não interromper o bombeio. Certificar-

se de que as linhas não tenham vazamentos;

f) Aguardar alguns momentos para ter a certeza que o poço não reage;

g) Retirar a árvore de natal, instalar o BOP (12 parafusos) e testar a gaveta cega;

h) Conectar um pequeno nipple com válvula ao donat, elevar a coluna, abrir a junta de

circulação e fechar a gaveta vazada. Circular o volume do poço.

AMORTECIMENTO DE POÇO DE GÁS LIFT

Para esse tipo de amortecimento, após adotar as medidas de segurança previstas no

item, sub-itens A, D, E, F, G, H, I, J e L proceder como descrito a seguir:

a) Fechar a linha de gás e instalar bean no revestimento, construir linhas ancorada para

fora da área de periculosidade e descarregar o gás do espaço anular;

b) Conectar uma mangueira de 2” para alta pressão na válvula lateral da coluna longa na

árvore de natal e também ao tanque que receberá o retorno. Devem ser tomadas

precauções para que a mangueira fique bem conectada nas duas extremidade e que

esteja afastada de arestas ou quinas vivas que possam danificá-la com a vibração;

c) Bombear no espaço anular, fluido limpo, de modo a não danificar as válvulas;

d) Abrir a válvula da coluna longa e circular, para preencher a coluna longa, observando

se o poço absorve (bebe), anotando no BDO o volume absorvido;

e) Repetir os procedimentos nos itens b, c e d para a coluna curta;

f) Caso não se consiga amortecer o poço utilizando-se os procedimentos acima

delineados, será necessário que sejam pescadas a “standing valve” da coluna que não

foi amortecida.

RECOMENDAÇÕES DE ORDEM GERAL DURANTE AS MANOBRAS


85

Um poço está amortecido quando se mantém dentro dele, um nível de fluido capaz de

fornecer uma pressão estática da formação. Por este motivo, devem ser tomadas precauções

imediatas quando:

a) Se observar que o nível de fluido no poço está baixando ou como diz comumente, o

poço está “bebendo”. Neste caso, o poço deve ser abastecido continuamente durante a

manobra, mediante injeção continua de fluido pelo espaço anular;

- O nível de fluido dentro do poço não deve ser tão alto a ponto de acelerar a

absorção, nem tão baixo que permita a liberação de gás da formação e a reação

do poço;

- Nos poços que permitem circulação, bombear continuamente com a menor

vazão possível da bomba. Havendo produção de gás, aumentar gradativamente

a vazão até um valor que mantenha o poço amortecido;

- Nos casos excepcionais em que houver perda de circulação, será necessária a

utilização de aditivos para controlar a perda de circulação, caso o poço tenha

pressão suficiente para apresentar surgência..

b) Verificar periodicamente o tanque de retorno, com o objetivo de saber se há aumento

do volume, indicativo de produção do poço;

c) Se por qualquer motivo, a manobra for interrompida, fechar o poço e circular ou

abastecer o mesmo antes de se reiniciar a operação.

d) Verificar periodicamente o peso específico do fluido, principalmente em época de

chuvas, pois as mesmas reduzirão o peso específico do fluido.

RECOMENDAÇÕES GERAIS

a. Para poços cujos reservatórios não são conhecidos, adotar o critério para poços

de gás, ou seja, utilizar 20 Kg/cm² de “Overbalance” para cálculo do fluido de

amortecimento. Considera-se a pressão como original;


86

b. Evitar descida de aparelho AMERADA após a operação de fraturamento

quando o mesmo está reagindo. De preferência, após a quebra do gel deixar o

poço produzindo por algumas horas, pois pode ser a dissipação de pressão;

c. Independente do poço ser de óleo, gás ou água, certifique-se de que o mesmo

está no peso solicitado pela sua programação, utilizando a balança de pesagem;

d. Todo pessoal ligado a programação do poço, tanto o engenheiro da

completação ou o encarregado da Sonda tem a obrigação de saber se o fluido é

ideal para o amortecimento do poço. Nunca é bom confiar no que está escrito no

programa, pois a nossa contribuição é imprescindível para se evitar que o poço

venha a reagir, solicitando antes um fluido mais pesado;

e. No caso de poço de gás, antes de sua intervenção, atentar para os itens do

Check List de poços de gás, principalmente no que consiste aos equipamentos

de superfície e da própria sonda, checando-os todos;

f. Evitar se preocupar apenas em poço de gás, deixando os poço de óleo e água

ao segundo plano. Estes podem trazer surpresas.

TABELA DE FATORES PARA CÁLCULO ESPECÍFICO

UNIDADES G/GM³

LB/GAL LB/PÉ³

P = PSI 0,7030 P/D 5,867 P/D 43,89 P/D

D = METROS

P = PSI 2,3066 P/D 19,25 P/D 144,00 P/D

D = PÉS

P = KG/CM² 10,00 P/D 83,45 P/D 624,28 P/D

D = METROS

Correspondência de pesos específicos

2/1 cmKg = 62,428 lb/pé³ = 8,3455 lb/gal

Correspondência de pressões

2/1 cmKg = 14,2233 psi

ofundidade

essãoFatorxespecíficoPeso

Pr

Pr_

TABELA DE GRADIENTE DE PRESSÃO


87

PESO ESPECÍFICO

PSI/PE

PSI /M

KG/CM²/M

G/CM³ 0,43353 1,42233 0,1

LB/GAL 0,051945 0,17043 0,01198264

LB/PÉ³ 0,06944 0,022783 0,00160184

Obs.: Quando se emprega o fator psi/pé, a profundidade deve ser expressa em pés.

PROBLEMAS SOBRE DERTERMINAÇÃO DO PESO ESPECÍFICO

P = pressão estática + 20 Kg/cm² (overbalance)

D = Profundidade

P = Peso específico do fluido xCD

P

Fator = C (tabela)

EXEMPLOS:

1 - P = 3200 psi

D = 1200m

= g/cm³ 3/87,1703,0

1200

3200cmgx

2 - P = 3200 psi

D = 1200 m

= lb/pé³ 3/87,189,43

1200

3200pelbx

3 - P = 205 Kg/cm²

D = 2050 m

= g/cm³ 3/110

2050

205cmgx

4 - P = 3000 psi


88

D = 6000 pés

= lb/gal gallbx /63,925,196000

3000

Por esta tabela também podemos calcular a pressão hidrostática que o fluido está

exercendo sobre a formação.

Da fórmula de peso específico, temos:

xD

P

Fator de onde se obtém:

Fator

xDP

EXEMPLOS:

1 – = 1,88 g/cm³ psix

P 3209703,0

120088,1

D = 1200 m

C = 0,704

P = ?

2 – = 117,17 lb/pé³ psix

P 320389,43

120017,117

D = 1200 m

C = 43,94

P = ? P = 3203 psi

3 – = 1 g/cm³ 2/205

10

20501cmKg

xP

D = 2050m

C = 10 P = 205 Kg/cm²


89

Pela Segunda tabela, podemos identicamente calcular a pressão hidrostática

exercida por um fluido.

EXEMPLOS:

1 – = 1,3 gr/cm³

D = 1800 psi

F = 0,1

P = 1,3 x 1800 x 0,1 = 234 Kg/cm²

2 – = 10,85 lb/gal

D = 5906 pés

F = 0,051945 (tabela)

P = 10,85 x 5906 x 0,51945 = 3328 psi

3 – = 81 lb/pé³

D = 1800 m

F = 0,001602 (tabela)

P = 81 x 1800 x 0,01602 = 234 Kg/cm²

Peso específico X profundidade X fator gradiente = pressão

Pressão = peso específico X Profundidade X fator de gradiente

Esta tabela nos permite calcular a pressão hidrostática, dado o peso específico e a

profundidade.


90

EFEITO DA TEMPERATURA SOBRE O PESO ESPECÍFICO DOS FLUIDOS DE

COMPLETAÇÃO

Quando submetidos a temperaturas elevadas os fluidos de completação tendem a

aumentar de volume com a conseqüente redução do peso específico dos mesmos. Em poços

profundos a redução do peso específico dos fluidos devido ao efeito temperatura, são

consideráveis e quando do dimensionamento dos fluidos, estes devem ter sua densidade

acrescida na superfície para compensar a diminuição de peso do mesmo, devido ao efeito

temperatura.

Cálculo do acréscimo de peso a ser dado no peso específico de um fluido, na

superfície, para compensar o efeito temperatura.

Dados:

g. Peso específico do fluido, necessário para amortecer o poço - E = 10,0

lb/gal

h. Temperatura de fundo = 320º F

i. Temperatura ambiente = 80º f

j. Fator de correção de temperatura, K = 0,003 lb/gal/ºF usando a equação

d80 = dt + (t – 80) K,

Onde:

dt = Peso específico do fluido necessário para amortecer o poço em lb/gal.

d80 = Peso específico do fluido a 80ºF, em lb/gal

t = Temperatura média do poço, onde t = TF + TA,

2


91

TF (temperatura na zona de interesse) e

TA (temperatura ambiente), em ºF

K = Fator de correção

k. Substituindo os valores dados na equação, obtém-se

d80 = dt + (t – 80) x K

Onde:

t = (200 + 80) = 190ºF

2

d80 = 10 + (190 – 80) x 0,003 = 10,33 lb/gal,

Logo a redução do peso específico do fluido é da ordem de 0,33 lb/gal.

Portanto para cada 1000 metros de profundidade tem-se uma redução de

hidrostática igual a 56 psi, para esta situação.

EQUIPAMENTOS DE SUPERFÍCIE

São todos os equipamentos instalados na cabeça do poço com a finalidade de conectar

e ancorar colunas de revestimento, colunas de revestimento , coluna de produção e promover

o controle de fluxo do poço.

ELES PODEM SER CLASSIFICADOS EM 7 GRUPOS COMO A SEGUIR:

1 ) cabeças de revestimento;

2 ) adaptadores para C.R. ;

3 ) cabeças de produção ;


92

4 ) adaptadores para C.P. ;

5 ) suspensores ;

6 ) adaptadores para A.N. ;

7) árvores de natal.

- CABEÇA DE REVESTIMENTO

É o equipamento rosqueado ou soldado ao revestimento de superfície do poço.

- TEM TRÊS FINALIDADES BÁSICAS:

A) Permitir a conexão do BOP e condutor;

B) Ancorar o próximo revestimento a ser descido no poço. Pode ser o revestimento de

produção ou o revestimento intermediário. Neste caso será necessário o uso de um

“Casing head spool" ou cabeça de revestimento intermediário (bi-flangeada) que ancorará

o revestimento de produção;

C) Vedar o espaço anular entre os dois revestimentos.

Principais tipos: C-22, C-29, C-29L E CMT.

A grande maioria dos poços novos já são equipados com C.R. tipo C-22.

Especificações de uma C.R. : C.R. C-22 10 3/4'' CSG x 11-3.000 PSI com cunha 11’’ x 7

”. Refere-se a uma C.R. que poderá ser rosqueada a um revestimento de superfície de 10 3/4''

com rosca Casing (8 fios).

Tem um flange superior com passagem máxima ( bore ) de 11'' e pressão de trabalho

de 3.000 PSI. Normalmente a pressão de teste de equipamentos de superfície é o dobro de

sua pressão de trabalho. Cunha (Casing hanger)11’’x 7’’, significa que a cunha só se aloja

numa C.R. de 11’’ de “bore” e que ancorará um revestimento de 7’’ O.D.

São equipamentos fabricados pela CBV/OCT. Outro tipo de C.R. mais disponível em

poços antigos e de baixa pressão é a tipo CMT. Ela é rosqueada embaixo e possui na parte

superior um pino de 5 ½ ” ou 7’’ com rosca. Este pino é conectado à sua parte superior por

uma porca.


93

Adaptadores para C.R.: São equipamentos utilizados entre a C.R. e a C.P.

conectando os mesmos. Podem Ter a função de dar altura adequada ao conjunto ou para fazer

a adaptação de flanges de tamanho diferentes ou seja, quando não se dispõe de uma cabeça de

produção com flange inferior idêntico ao flange superior da C.R.

Podem ser de vários tipos:

- A-1: tem sempre um flange na parte inferior e um pino com rosca de revestimento na sua

parte superior ;

- A-2: possui sempre um flange na sua parte inferior e uma rosca caixa de revestimento na

sua parte superior ;

- A-3: também chamado de carretel, é sempre bi-flangeado, dá espaçamento e (ou) muda o

tamanho do flange;

-A-4: é também um adaptador bi-flangeado, porém, não dá espaçamento. É duplamente

estojado e ideal para adaptações sem aumentar muita a altura.

Exemplos de especificação :

1 ) adaptador A-1 13 5/8” – 2.000 PSI x 7” CSG;

2 ) adaptador A-3 13 5/8” – 3.000 PSI x 11” – 3.000 PSI;

3 ) adaptador A-4 13 5/8” – 5.000 PSI x 11” – 2.000 PSI.

CABEÇA DE PRODUÇÃO:

É o equipamento utilizado sobre a C.R. ou adaptador, com a finalidade de ancorar a

coluna de produção e isolar ou permitir o acesso ao espaço anular revestimento de

produção – coluna de produção.


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Elas podem ser rosqueadas ou flangeadas. Existem vários tipos de C.P. equipando os

poços da UN-BA como: T-16, “U”, CM, Hércules, TC,THA e National.

Vamos descrever as mais comumente utilizadas:

- T-16 : é uma C.P. utilizada para completação simples, pode ser rosqueada ou bi-

flangeada. Trabalha com suspensor ( donat) T-16 com ancoragem(rosca), com suspensor tipo

envolvente ( ex.: T-16 stripper packoff). É sem dúvida a C.P. mais utilizada na UN-BA, já que

atende a vários tipos de completação.

Pode utilizar uma bucha de redução que se aloja no interior do seu flange inferior

com a dupla finalidade de reduzir diâmetro e engachetar ( ex.: bucha 7” x 5 ½”).

Possui 2 saídas laterais para colocação de válvulas, tampões etc. O suspensor é

fixado ou liberado dela através da movimentação dos parafusos prisioneiros, posicionados na

lateral do flange superior da C.P.

- Universal ( “U”) : é uma C.P. dimensionada para completações duplas ( ex.: campo de

Miranga e Riacho da Barra ). Para este tipo de completação utiliza o suspensor tipo u-60 ( bi-

partido). Esta C.P. possui dois parafusos no seu corpo para alinhamento do suspensor duplo,

e parafusos prisioneiros na lateral do seu flange superior para fixação ou liberação do

suspensor.


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- CM : é uma C.P. rosqueada para poços de baixa pressão, já obsoleta porém, encontrada

ainda equipando poços antigos.

- Hércules : é uma C.P. especial para uso em poços equipados com bombeio centrífugo

submerso, como já comentado.

- TC : é outra C.P. que tanto pode equipar poços de completação dupla como poços de

completação simples. Esta C.P. pode receber suspensor de ancoragem ( TC–1-A ), suspensor

tipo envolvente ( TC-1-W) e tipo engaxetamento (TC).

- National : São C.P.’s rosqueadas já obsoletas e só encontradas em poços antigos.

ADAPTADORES PARA C.P.

São equipamentos utilizados entre a C.P. e válvula de surgência ou tê de bombeio,

ou melhor, em tipos de completação que não utilizam árvore de natal.

OS PRINCIPAIS TIPOS:


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- B-1 : é como um A-1 de porte menor, tem um flange na sua parte inferior e uma rosca

(L.P.) na sua parte superior . É muito utilizado entre a C.P. e o tê de fluxo ou tê de bombeio.

- KTH : é um adaptador próprio para ancorar e vedar a fração exposta do último tubo de

produção nos poços injetores de água. Possui cunhas tri-partidas, borracha e uma

sobreposta para vedação. É utilizado sobre uma C.P. T-16 ou T-20 e com um donat tipo

passante ( ex.: T-16 stripper packoff ) .

SUSPENSORES ( DONAT OU DOUGH NUT ) : têm a função de ancorar as

colunas de produção alojando-se no interior da C.P. em alguns casos podem ser

envolver, ou deixar passar vedando a coluna sem ancorar a mesma. Nestes casos sua

função primordial passa a ser a vedação do anular, e a ancoragem será feita por algum

outro equipamento acima do mesmo.

TIPOS DE SUSPENSORES MAIS COMUNS

- T-16 : utilizado na C.P. T-16, tem dois grooves onde se alojam duas borrachas ou gaxetas

que promovem a vedação do anular. Possuem uma rosca inferior na qual é enroscada a

coluna de produção e outra rosca superior na qual conecta um níple para alojar ou sacar o

suspensor da C.P. Depois de alojado ele é fixado à C.P. através do ajuste dos parafusos

prisioneiros.


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- T-16 stripper packoff: é um donat tipo passante para C.P. T-16, apenas veda o anular. É

utilizado em poços de injeção de água em conjunto com o adaptador KTH;

- WA4: é um suspensor tipo envolvente para C.P. T-16, também não ancora apenas veda o

anular. É utilizado em poços de gás ou alta pressão em conjunto com o adaptador BO-2 e

luva “ Hanger Coupling”) que neste caso promovem a ancoragem da coluna;

- TC-1-W: é um donat tipo envolvente para C.P - TC ;

- U-60: é um suspensor bi-partido ( duas peças) utilizado em C.P. universal, para ancorar as

duas colunas de uma completação dupla ;

- U-30: é um suspensor para C.P. “U” quando utilizando uma completação simples;

- U-41: é um donat envolvente para C.P. “U”. É idêntico ao WA4 / WA5 .

ÁRVORES DE NATAL – ANC / ANM

Árvore de Natal é um conjunto de válvulas que controla o fluxo do poço na superfície.

Pode ser submarina (ANM) ou convencional (ANC), que é o tipo utilizado em plataformas

fixas de produção ou em terra.

Existe a ANC tipo Bloco, onde as válvulas são instaladas no corpo da árvore (que é

um bloco) e a ANC tipo Cruzeta, que nada mais é que várias válvulas individuais ligadas

entre si por flanges.

Podem ser rosqueadas, para poços de baixa pressão ou flangeadas para poços de

média e alta pressão. Podem ser simples quando a completação é de apenas uma coluna, ou

dupla quando equipamos o poço com duas colunas.


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ANM – Árvore de Natal Molhada

PRINCIPAIS COMPONENTES DE UMA ÁRVORE DE NATAL:

MASTER’S

Têm esse nome porque estão situadas em um ponto da ANC em que controlam todo o

fluxo do poço. Se forem fechadas, cessa todo o fluxo pela ANC. Normalmente, as ANC’S

vêm equipadas com duas válvulas masters: uma inferior, que é manual, e uma superior

acionada hidraulicamente.

A alimentação hidráulica da master é conectada a um painel lógico, que a fecha

automaticamente em caso de emergência.

WING

ANC – Árvore de Natal Convencional


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São válvulas laterais que também controlam o fluxo do poço. Permitem que o fluxo

do poço seja interrompido, enquanto equipamentos operados por meio de arame, cabo elétrico

ou flexitubo são introduzidos no poço. Normalmente há wings nos dois lados da ANC, sendo

que por uma delas há produção ( linha de surgência ) e a outra fica em “stand-by”, para o caso

de se querer conectar uma linha para amortecer ou estimular o poço.

Na linha de surgência podem ser instaladas duas wings em série. A de dentro é

manual, tal como a master manual e, e de fora, é pneumática.

A finalidade desta válvula não ser hidráulica como no caso da master, é que, por

segurança, depende de uma outra fonte de energia e controle para ser atuada.

SWAB

É uma válvula manual tal como as masters e wings manuais, que fica localizado no

topo da ANC, acima do ponto de divergência do fluxo. Sua função é, quando aberta, permitir

a descida de ferramentas dentro da coluna de produção.

CRUZETA

Localizada no centro da A.N. , permitem o fluxo nos quatro sentidos ;

VÁLVULA MESTRA OU DE CENTRO

Localizada abaixo da cruzeta, tem a função de bloquear completamente o poço se fechada.

As A.N. de poços de gás devem possuir duas válvulas desta para maior segurança;

VÁLVULA DE PISTONEIO

É idêntica à mestra porém, está localizada acima da cruzeta;

VÁLVULAS LATERAIS


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Montadas á direita e a esquerda da cruzeta ,são utilizadas para controle da produção do

poço ou para o amortecimento do mesmo ;

NÍPLES

Têm a finalidade de interligar as válvulas e espaçar as mesmas na A.N. flangeada;

ADAPTADOR PARA MASTRO

São utilizados no tipo de A.N. com finalidade de permitir a instalação de mastro para

faca, Wire-line , canhoneio à cabo ou pistoneio, (ex.: B14A / B15A ) ;

VÁLVULAS ACIONADAS POR ATUADOR PNEUMÁTICO

São válvulas especiais utilizadas apenas em poços de gás para prevenir fluxo

descontrolado de gás em caso de rompimento ;

VOLANTES

São os acionadores dos eixos das válvulas do tipo gaveta ou M-20 ;

BEAN

É um equipamento opcional, pode ser instalado em uma das laterais

da A.N., com a finalidade de controlar ou restringir a produção do poço.

Em alguns casos a válvula de agulha é instalada na estação coletora ;

QUERO-TESTE

Permite medir a pressão na cabeça do poço.


101

Os equipamentos de superfície são padronizados pelo A.P.I. Existem tabelas que

reúnem todos os dados técnicos e medidas dos flanges como diâmetro, espessura, n° de furos ,

parafusos , porcas e dimensões, tipo de anel etc.

Normalmente o fabricante grava nos flanges a especificação dos equipamentos.

Porém, pode haver erro de gravação ou dificuldade de leitura, por ação do tempo ou corrosão.

Para dirimir dúvidas, tome três ou quatro medidas do flange em questão e entre

na tabela para determinar o size do mesmo. Não deixe de Ter sempre á mão estas tabelas.

Todos os poços que completarmos ou poços antigos que modificarmos os

equipamentos de superfície, deverão ter estas informações ou especificações anotadas

para arquivamento na pasta do poço.

- ANILHA ( COPO ) : São peças utilizadas para promover a vedação de entre os donat U-

60 e a A.N. dupla.

CONSIDERAÇÕES SOBRE VEDAÇÃO EM EQUIPAMENTOS DE SUPERFÍCIE :

- A vedação de uma rosca pode ser melhorada com o uso de fita teflon ;

- A vedação primária entre dois flanges é efetuada pelos grooves dos flanges e pelo anel

apropriado. Devemos portanto Ter o máximo cuidado para não danificar estas partes;

- A vedação secundária é obtida por gaxetas de neoprene ou teflon posicionadas na parte

inferior interna de alguns flanges ;

- Alguns flanges possuem um parafuso de alívio na lateral do mesmo. Sua função é permitir

aliviar alguma pressão acumulada ou permitir a injeção de teflon em pasta para melhorar o

engaxetamento ;

- As sobras de revestimento de produção deixadas pela perfuração, são cortadas deixando-se

uma pequena fração, que varia com o tipo de C.P. que será instalada.


102

Esta fração tem a função de efetuar a vedação secundária em contato com o

engaxetamento interno do flange inferior da C.P. ou do adaptador.

ADAPTADORES PARA ÁRVORE DE NATAL

São equipamentos que fazem a conexão entre o flange superior da C.P. e árvore de

natal, cobrindo o suspensor e viabilizando, através de gaxetas, a passagem do fluído

hidráulico de acionamento até a DHSH em alguns modelos.

OS PRINCIPAIS TIPOS SÃO:

- B-1 : é utilizado entre uma C.P. flangeada e uma A.N. rosqueada;

- B2P : é um adaptador flange – flange com estojo, utilizado entre o flange superior da C.P. e

o flange inferior de uma A.N. flangeada;

- BO2 : é um adaptador bi-flangeado utilizado entre uma C.P. e uma A.N. flange-ada. Possui

no interior de seu corpo uma rosca interna que permite o acoplamento ( hanger coupling ).

Esta luva acopla-se à coluna de produção. Este tipo de completação é utilizado em poços de

gás ou de alta pressão, visando facilitar o amortecimento do poço , já que permite abrir a junta

de circulação do packer sem desarmar o mesmo. São usados em C.P. T-16 e com donat WA4

ou Wa5. Pode ainda receber uma válvula de bloqueio interno( back pressure valve ).

Devido a sua complexidade e dificuldade de montagem, o BO-2, está em desuso na

E&P-BC. A grande vantagem deste tipo de adaptador, que na verdade só é válida para poços

surgentes, consiste em permitir desencamisamento do TSR sem a necessidade de retirar a

ANC, apenas desconectando o adaptador da cabeça de produção e erguendo todo o conjunto.

Em plataformas marítimas, não há espaço para isto.

O aparato completo inclui, além do adaptador propriamente dito, um suspensor tipo “

hanger coupling”, que é enroscado no adaptador. Abaixo dele, é conectado um sistema de

dois tubos concêntricos, em cujo anular o fluido hidráulico da DHSV passa. Em volta dele é

instalado um pack-off, que promove a vedação entre o tubo externo e a cabeça de produção.

Note que o comprimento do tubo concêntrico deve ser maior que o curso do TSR, para

permitir o desencamisamento deste. Finalmente, abaixo do tubo concêntrico é enroscada uma

luva quadrada, abaixo da qual são conectadas a coluna de produção e a linha de controle da

DHSV.


103

ADAPTADOR A-5S

Usado conjuntamente com um suspensor tipo“extended-neck” ( pescoço estendido),

este adaptador é de simples construção e fácil montagem. O suspensor é apoiado na cabeça

de produção, onde “o-rings” promovem a vedação, viabilizando a injeção de gás no espaço

anular. O adaptador é colocado sobre ela e parafusado. No pescoço estendido, um jogo de

gaxetas confina o fluido de controle para acionamento da DHSV, fazendo com que este

passe pelo interior do corpo do suspensor, na base do qual está conectada a linha de

controle.

Este tipo de adaptador A5-S é muito utilizado em poços surgentes ou equipados com

gás-lift.

EQUIPAMENTOS DE SUB-SUPERFÍCIE

COLUNAS DE PRODUÇÃO (TUBING)


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São as colunas usadas para equipar os poços permitindo escoar a sua produção.

Quanto ao diâmetro nominal são usados: 2 3/8, 2 7/8 e 3 ½”.

São utilizados tubos com conexão NU ( non upset) em poços de produção de óleo ( ou

injeção de água) rasos e sem agentes agressivos ( H2S,CO²,etc.).Em poços profundos, utiliza-

se o tipo EU ( external upset), que tem um reforço extra na conexão. Para poços agressivos,

utiliza-se a conexão TDS ( tubing double seal ). ( figura 25).quanto ao diâmetro, dependerá

basicamente da vazão de produção(ou injeção) do poço e do revestimento ou linear dentro do

qual o tubo esteja, devido ao diâmetro externo(OD) da luva. Normalmente, utilizam-se tubos

de 2 3/8” ou 2 7/8” em liners de 5 1/2”, tubos de 3 1/2” em liners de 7” e 7 5/8” e tubos de 4

1/2” ou 5 1/2” em revestimento de 9 5/8”. Esta limitação de diâmetro é devida ao fato de, se

por caso ocorrer uma prisão de coluna, seja possível descer uma sapata de lavagem entre o

espaço anular x revestimento ( ou liner), com o objetivo de liberá-la e posterior equipamento

de pescaria para retirá-la do poço.

Quanto ao grau de aço as mais utilizadas são as J-55 e as N-80. Em alguns casos

utilizamos colunas com luvas bizeladas ( completação dupla ) e eventualmente alguns poços

são equipados com Colunas de junta integral ( ex.: 2 3/8” DSS-HT).

Consultar as tabelas do A.P.I. para obter os dados técnicos das mesmas como

diâmetro interno, resistência à tração, resistência à pressão interna e externa e diâmetro

externo das luvas.


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OS PESOS UNITÁRIO UTILIZADOS SÃO:

2 3/8” NU – 4.6 lb / ft

2 3/8” EU – 4.7 lb / ft

2 7/8” NU - 6.4 lb / ft

2 7/8” EU – 6.5 lb / ft

3 ½” NU – 9.2 lb / ft

3 1/2” EU – 9.3 lb / ft

AS PRINCIPAIS CARACTERÍSTICAS DOS TUBOS DE PRODUÇÃO UTILIZADOS

NA E & P – UN-BC/BA. SÃO MOSTRADOS NA TABELA 1 A SEGUIR:

2 7/8” EU 3 1/2” EU 4 1/2” EU

Grau do aço: N – 80 N – 80 N – 80

Peso : 6,5 lb/pé 9,3 lb/pé 12,75 lb/pé

ID : 2,441” 2,992” 3,958”

Driff : 2,347” 2,867” 3,833”

OD da luva : 3,668” 4,500” 5,563”

Colapso : 11160 psi 10530 psi 7500 psi

Pressão interna : 10570 psi 10160 psi 8430 psi

Tração : 144960 lbf 202220 lbf 288040 lbf

Torque : 2800 lbf.pé 3200 lbf.pé 4000 lbf.pé

Capacidade : 0,0190 bbl/m 0,0286 bbl/m 0,0500 bbl/m

Deslocamento: 0,0074bbl/m 0,0105bbl/m 0,0146bbl/m


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VÁLVULA DE SEGURANÇA DE COLUNA DE PRODUÇÃO - DHSV

Existem dois tipos principais: as DHSV tubing-mounted, que são conectadas

diretamente na coluna de produção e as DHSV insertáveis que são instaladas após a conclusão

do poço, com arame, em um perfil previamente conectado na coluna. A vantagem desta

última é que ela pode ser retirada e consertada sem a necessidade de desequipar o poço. As

desvantagens são menor diâmetro de passagem e maior propensão a defeitos.

O funcionamento da DHSV é simples: Ao se pressurizar a linha de controle, a pressão

atua sobe o pistão, que faz o mandril se deslocar para baixo, abrindo a flapper valve. Vê-se,

portanto, que é necessário pressão para abrir. Eventualmente, numa emergência, a linha é

despressurizada. Há então uma mola que desloca o pistão para cima, e uma outra molinha faz

com que a flapper pivoteie, fechando o poço e promovendo a sua vedação.

MANDRIL DE GÁS LIFT

É um componente da coluna de produção usada como alojamento de diversos tipos de

válvulas que promoverão a comunicação coluna-anular. Estas válvulas posem ser assentadas e

retiradas através de operações com arame.


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Os MGL são excêntricos, isto é, as bolsas de assentamento das válvulas são

localizadas na lateral do mandril, só sendo acessíveis com a utilização de ferramentas

especiais (desviadores). Assim, os mandris mantêm um diâmetro interno igual ao dos tubos de

produção.

OS PRINCIPAIS TIPOS DE VÁLVULAS DE GÁS LIFT:

VGL DE ORIFÍCIO

Serve para injeção de gás em coluna de elevação artificial por gás lift. Está sempre

aberta no sentido anular-coluna, e não permite passagem no sentido coluna-anular.

VGL CDE PRESSÃO

Também chamada de VGL calibrada, serve para ajudar a aliviar o peso da coluna

hidrostática durante a indução de surgência. Na coluna de produção, trabalhando como

válvula de alívio (normalmente se utiliza mais de uma VGL calibrada), fica posicionada

acima da válvula operadora (de orifício), e é calibrada para fechar a determinada pressão no

anular, quando então não mais permite o fluxo de gás através de si.

VGL CEGA

Serve para reservar uma posição estratégica na coluna para comunicação coluna-

anular. Não é possível a circulação através desta válvula, tendo a mesma de ser retirada da

bolsa do mandril para permitir a circulação.


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UNIDADE SELANTE

É o equipamento descido na extremidade de um coluna, que faz a vedação da mesma

com o orifício do packer ou do suspensor de sub-superfície. Para instalá-la, basta colocar

peso, pois tem uma rosca tipo ”wicker”.

DIVIDE-SE EM TRÊS TIPOS PRINCIPAIS:

ÂNCORA

Uma vez conectada, só permite a liberação com rotação à direita ( 14 voltas).

TRAVA

Uma vez conectada, permite a liberação com tração (cerca de 10.000lb), pois não tem

um dispositivo anti-rotacional.

BATENTE

Por não ter a rosca “wicker”, não trava. Para retirá-la, basta tracionar a coluna.


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TSR

O TSR (“tubing seal receptacle”) ou junta telescópica, é usado para absorver a

expansão ou contração da coluna de produção, devido à variação térmica da mesma devida às

diferentes temperaturas a que é exposta quando da produção ( ou injeção ) de fluidos. Permite

também a retirada da coluna sem haver necessidade de desassentar a cauda.

É composta basicamente de duas partes independentes: a camisa externa e o mandril.

A camisa é composta de um “top sub”, dois conjuntos de barreiras de detritos, quatro

conjuntos de unidades selantes e a sapata guia com “J-slot”. O mandril é composto de um

perfil F no topo, seguido de mandril polido e “bottom sub” com J-pino e duas sedes para

parafusos de cisalhamento.

A vedação entre os dois conjuntos ( camisa externa e mandril) é promovida pelo

conjunto de unidades selantes sobre o mandril polido.

O travamento entre os dois conjuntos, para descida ou retirada, é promovido através

do “J-slot” (na sapata guia) que se encaixa no J-pino (no “bottom sub” do mandril) e por


110

parafusos de cisalhamento que tanto podem ser armados para o rompimento por tração ou

compressão.

A sapata guia tem também uma extremidade tipo “overshot” na meia-pata de mula

para facilitar o reencamisamento da camisa do mandril.

O perfil F no topo do mandril tem a finalidade de possibilitar o isolamento da coluna

através do tampão mecânico e também possibilitar a limpeza dos detritos, por circulação, que

Porventura se acumulem acima do tampão antes de sua pescaria.

O “J-slot” da sapata podes ser do tipo “EASY-OUT”, “AUTO-IN” ou “AUTO-OUT”,

todos com a opção de liberação à direita ou à esquerda, o que deve ser definido em função da

aplicação.

SLIDING-SLEEVE”

A “sliding-sleeve” (ou camisa deslisante) possui uma camisa interna que pode ser

aberta ou fechada através de operações de arame, para prover comunicação anular–coluna ou

coluna anular.

A área de fluxo, normalmente, é equivalente à área de passagem da coluna de

produção.

Os diferentes tipos de camisas deslisantes existentes no mercado são bem semelhantes

quanto à sua concepção, variando apenas os tipos de elementos de vedação (gaxetas, selos

moldados, ou “ O-rings”), o sentido de abertura e fechamento (percussão para cima ou para

baixo) e a existência ou não de um perfil para assentamento de tampões mecânicos com

operações de arame.


111

NIPPLES DE ASSENTAMENTO

Os “nipples” de assentamento são subs que possuem um perfil de assentamento,

composto por uma área polida para vedação e uma sede de travamento. Servem para alojar,

numa profundidade bem definida, equipamentos para controle de fluxo ou registro de dados

de poço, através de operações com arame. São especificados pelo “seal bore”, que é o

diâmetro da área polida onde as gaxetas dos equipamentos de controle de fluxo fazer a

vedação.

Normalmente são instalados na cauda de produção, abaixo de todas as outras

ferramentas. Podem, também ser instalados tantos quantos necessários, em qualquer ponto da

coluna, ressalvando-se a seletividade dos mesmos.

PRINCIPAIS TIPOS DE “NIPLES“ DE ASSENTAMENTO:

NIPPLE “R” (NÃO SELETIVO)

Possuem um batente (“no-go”) na parte inferior com diâmetro interno menor que o

diâmetro interno da área polida.

Normalmente, é utilizado em dois casos: quando a coluna requer um único “nipple” ou

como o último (mais profundo) de uma séria de “nipples” do mesmo tamanho. A utilização de

mais de um niple não seletivo na mesma coluna, somente é possível se os diâmetros internos

dos mesmos forem diferentes, decrescendo com a profundidade de instalação.

Os principais “nipples R” utilizados na E&P BC são mostrados na Tabela 2 a seguir:

TAM. NOMINAL CONEXÃO ÁREA POLIDA “NO-GO”

2,75” 3 1/2” 2,750” 2,697”

2,25” 2 7/8” 2,250” 2,197”

1,87” 2 3/8” 1,875” 1,822”


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NIPPLE “F” (SELETIVO)

Não possuem “no-go”, isto é, a própria área selante serve de batente localizador.

Podem ser instalados vários “nipples” seletivos de mesmo tamanho numa mesma

coluna. Neste caso, o posicionamento do equipamento desejado é feito pela ferramenta de

descida e/ou tipo de trava do equipamento a ser instalado.

Os principais “nipples F” utilizados na E&P BC são mostrados na Tabela 3 a

seguir:

TAM. NOMINAL CONEXÃO ÁREA POLIDA

3,81” 4 1/2” EU 3,812”

3,75” 4 1/2”EU 3,750”

3,68” 4 1/2”EU 3,680”

2,81” 3 1/2”EU 2,812”

2,75” 3 1/2”EU 2,750”

2,31” 2 7/8”EU 2,312”

1,87” 2 3/8”EU 1,875”

1,81” 2 3/8”EU 1,812”

SHEAR – OUT

Também conhecida por sub de pressurização, é um equipamento instalado na

extremidade inferior da cauda de produção, que permite o tamponamento temporário da

mesma.

Possui três sedes, sendo a inferior tamponada. Antes da descida, é dimensionada a

pressão de rompimento da mesma e, de acordo com o cálculo, colocados tantos parafusos de


113

cisalhamento quanto necessário. Ao se pressurizar a coluna, a força atuante na sede faz com

que os parafusos cisalhem, caindo a sede no fundo do poço e liberando a passagem na coluna.

Necessitando-se tamponar novamente a “shear –out”, lançam-se as esferas no poço,

que se alojarão nas suas sedes. Para abrir ao fluxo novamente, basta pressurizar a coluna.

Uma vez rompida a sede inferior, a “shear-out” passa a funcionar como uma boca de

sino, pois tem as sua extremidade inferior biselada para facilitar a reentrada de ferramentas na

coluna da produção.

As principais dimensões da “shear-out” tripla para a coluna 3 1/2”eu (a mais utilizada

na E&P BC) são as mostradas na tabela a seguir:

Tabela 4: principais dimensões da “shear out” tripla de 3 1/2”.

ID C/SEDE NÃO ROMPIDA ID C/SEDE ROMPIDA DIÂMETRO ESFERA

Intermediária 1,800” 3,000” 2 1/8”

Superior 2,225” 3,000” 2 1/2”


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HIDRO-TRIP

Tal como a “shear-out”, serve para tamponamento temporário da coluna. Porém por

ter rosca também na parte inferior, pode ser instalada em qualquer ponto da coluna. A sede no

entanto não cai para o fundo do poço, pois tem um “collet” que se expande, entrando na

reentrância apropriada para isto. Como desvantagem, não permite passagem plena na coluna

após o rompimento da sede.

O dimensionamento dos parafusos de cisalhamento e operação é semelhante à da “shear-out”.

As principais dimensões da “hidro-trip” dupla de 3 1/2”eu ( a mais utilizada na

E&P UN-BA/BC) são mostradas na Tabela 5 a seguir:

Tabela 5: principais dimensões da “hidro-trip dupla de 3 1/2”.

ID C/SEDE NÃO ROMPIDA ID C/SEDE ROMPIDA DIÂMETRO ESFERA

Inferior 2,000” 2,600” 2 1/8”

Superior 2,300” 2,700” 2 1/2”

BOCA DE SINO

Serve para facilitar a reentrada da qualquer ferramenta (descida a arame, cabo elétrico,

flexitubo, etc) na coluna de produção, por ter a sua extremidade biselada. É instalada na

extremidade inferior da coluna.


115

CHECK-VALVE

É uma válvula de pé, que serve para impedir o fluxo no sentido descendente. É

composta de uma sede, com uma válvula de retenção que se abre quando pressurizada de

baixo para cima e veda quando pressurizada de cima para baixo.

Serve para evitar que o poço absorva o fluido de completação presente na coluna, mantendo-a

cheia, e, em colunas com BCS, impedir o contra-fluxo pelo interior da bomba.

CRUZETA

É uma luva adaptada que tem a finalidade de limitar ou impedir a saída de ferramentas

de faca e wire-line do interior da coluna para o interior do revestimento. É utilizada na

extremidade de algumas colunas de produção;

SNAP LATCH SEAL NIPLE

É um acessório do packer k-2, utilizado na extremidade da coluna curta, tem a

finalidade de interligar, acoplar a mesma ao packer k-2;

“ D” NÍPLE

É um equipamento utilizado nos poços injetores de água quando se quer injetar em

mais de um intervalo com uma única coluna. Ele aloja o regulador de fluxo que promoverá o

direcionamento de quotas de água;


116

REGULADOR DE FLUXO

É um equipamento utilizado em poços injetores de água equipados com “ D” níple .

É dotado de um orifício que regula a vazão que passa através do mesmo, determinando a

quota de injeção de cada intervalo;

VÁLVULA DE DRENAGEM

É um equipamento opcional que pode vir a ser utilizado com a finalidade de drenar o

óleo no interior da coluna, durante a retirada da coluna do poço. Tem sua abertura atuada pela

ação da pressão sobre os pinos de cizalhamento da mesma ;

LUVA TAMPONADA

É uma luva de tubos 2 7/8” EU que tem uma das suas extremidades tamponada com

solda. É utilizada na extremidades da coluna em alguns tipos de equipamentos de poço;

NÍPLE DE PRODUÇÃO

É uma fração de tubo de produção e tem portanto as mesmas dimensões e características.

É utilizado para o balanceio da coluna de produção ou para separar alguns equipamentos na

composição da coluna do poço;

NÍPLE PERFURADO

É um niple de produção com orifícios. É utilizado quando necessitamos empacotar um

intervalo utilizando dois packer’s ou para descer alguma ferramenta que não tenha passagem

para fluído;

REDUÇÕES

São as pontas de rosca e diâmetro que podem ser necessárias para interligar os

equipamentos entre si ou com as colunas. Quando estiver equipando um poço ficar atento para


117

não descer uma redução de parede grossa ou com diâmetro interno ao da coluna do poço,

para evitar que o swab ou ferramentas de wire-line venham a topar na restrição;

PACKER’S ( OBTURADORES ): existe uma gama imensa de obturadores de produção,

vamos tentar classificar os mesmos e tecer alguns comentários sobre os mais utilizados na

UN-BA.

PACKER DE PRODUÇÃO

Tem múltiplas funções: serve para compor a primeira barreira mecânica de segurança

de espaço anular, conjuntamente com a DHSV, que cumpre o mesmo papel da coluna;

protege o revestimento (acima dele) contra pressões da Formação e fluidos corrosivos;

possibilita a injeção controlada de gás, pelo anular, nos casos de elevação artificial por gás

lift; permite a produção seletiva de várias zonas por uma única coluna de produção (com mais

de um packer).

É posicionado de tal forma que a extremidade da coluna de produção fique a

aproximadamente 30m acima do topo da formação produtora, para permitir perfilagens e

ampliações de conhoneio though-tubing.

Eles são chamados de recuperáveis quando podemos retirá-lo do poço para efetuar

manutenção na oficina. Os permanentes são aqueles que após fixados no poço , só podem ser

removidos através de corte ou destruição dos mesmos.


118

OS PRINCIPAIS TIPOS DE PACKERS DE PRODUÇÃO:

PACKER RECUPERÁVEL

Normalmente de assentamento hidrostático, este tipo de packer é desassentado, apenas

tracionando-se a coluna. Após desassentado, não pode mais ser assentado sem antes sofrer

uma manutenção, já que durante o assentamento e desassentamento há a ruptura de pinos ou

anéis de cisalhamento.

Existem vários tipos e modelos de packers recuperáveis inclusive packers duplos, isto

é, que têm dois “bores”. Este tipo de packer é usado em poços com completação dupla ou

poços equipados com BCS, sendo que neste caso o cabo elétrico passa por um dos “bores”.

PACKER PERMANENTE

É um tipo de packer que, uma vez assentado, não se consegue mais recuperá-lo. Para

desassentá-lo, é necessário cortá-lo com uma broca e, geralmente, é empurrado para o fundo

do poço.

É assentado a cabo, utilizando-se uma unidade de perfilagem. Para ser assentado, é

conectado a uma “setting tool” (ferramenta de assentamento) e descido até a profundidade

apropriada. Ao se acionar, eletricamente, a “setting tool”, há a detonação de um explosivo que

cria um movimento da camisa superior para baixo, comprimindo todo o conjunto até a camisa

retentora. Este movimento expande o elemento de vedação e as cunhas contra o revestimento.

Quanto ao mecanismo de assentamento podem ser MECÂNICOS, quando são

fixados com giro e peso ou tração, HIDRÁULICOS quando são fixados pela ação de pressão

HIDRÁULICA OU AINDA INFLÁVEIS , seu elemento de vedação se deforma sob ação

de pressão.


119

Quanto ao mecanismo de ancoragem podem ser de ANCORAGEM SIMPLES

(SG OU SINGLE GRIP) possuem apenas um conjunto de cunhas ou de ANCORAGEM

DUPLA DG OU DOUPLE GRIP) possuem dois conjuntos de cunhas.

Os obturadores de assentamento mecânico podem ser subdivididos em fixados à

compressão e fixados à tração. Podem ainda ser classificados quanto ao tipo de

completação em simples quando equipa uma única coluna ou duplo quando podem

receber duas colunas.

Finalidade : Os obturadores podem ter várias finalidades, vamos citar as principais:

- Isolar ( aliviar ) a pressão hidrostática sobre o intervalo produtor;

- Proteger o revestimento de altas pressões ;

- Isolar zonas na completação dupla ou no empacotamento de zonas;

- Localizar vazamentos no revestimento;

- Efetuar dry-test;

Elementos básicos de um packer :

- Mandril ;

- Elemento de vedação ( borrachas ) ;

- Cone ( arma as cunhas ) ;

- Cunhas ( arma contra o revestimento ) ;

- Mecanismo de fricção ;

- Mecanismo de fixação ( J para armar ou liberar ) .

- Acessórios de um packer : São equipamentos ou mecanismos que alguns obturadores já

têm integrado ao seu corpo ou em outros casos são utilizados em conjunto com eles para

completar a sua função. Os mais comuns são:

- Junta de circulação : Permitem circular ou aliviar a pressão confinada com o Packer

armado ( assentado) ;


120

- Hod-down : é um conjunto de cunhas auxiliar utilizada em packer’s à compressão. Sua

finalidade é atuar( armar) quando uma pressão de baixo para cima tender a liberar o

packer. Arma portanto em sentido contrário, evitando a liberação do mesmo ;

- Junta de segurança ou m. de assentamento de emergência : são mecanismos colocados

em alguns packer’s com a finalidade de facilitar a sua liberação parcial ou total, em casos

de prisão ou nos casos em que seu mecanismo normal de liberação não estiver atuando.

Pode ser um anel de cisalhamento, uma luva com rosca à esquerda ou rotinas de giros

extra associado a tração ou compressão;

- Anéis calibradores : Os chamados “gage e gauge rings”, são as peças de maior diâmetro

externo de um packer. São eles que vão primeiro topar em uma mossa ou restrinção do

revestimento de produção que impeçam a passagem do obturador.

Existem ainda outros acessórios que são utilizados em conjunto com um packer

permanente como:

- locator tubing seal assembly ;

- anchor tubing seal assembly ;

- packer plug etc.

Principais tipos de obturadores de produção :

- R-3 SG : é um packer recuperável, simples, mecânico, assentamento à compressão, possui

junta de circulação integrada. Sua finalidade é equipar poços com baixa pressão.

ASSENTAMENTO

Com giro à direita e aplicação de peso, vide tabela de acordo com o size do packer.

DESASENTAMENTO

com a retirada do peso, equalização da pressão e giro à esquerda.


121

- R-3 DG : é o mesmo packer anterior com hold-down integrado. Sua função é idêntica a de

um coringa ou seja, tanto pode equipar poços em completação sim-ples como pode ser o

packer inferior de uma completação dupla e ainda é utilizado como packer de operação.

Assentamento e Liberação idêntico ao R-3 SG

- G: é um packer recuperável, simples, mecânico e de assentamento à compressão.

Finalidade: equipar poços produtores rasos e de baixa pressão. Possui uma junta de segurança

integrada que é sua luva superior ou top sub a qual tem rosca à esquerda.

ASSENTAMENTO

Descer até aproximadamente 30cm abaixo da profundidade de assentamento, trazer

até o ponto de assentamento, girar a coluna para a direita, de ¼ de volta, aplicar peso.

SIZE PESO (Libras)

43 e 45 6000

46 e 47 10000

>47 15000

DESASSENTAMENTO DE EMERGÊNCIA

Com 2.000 lb de tração e aplicação de 7 voltas à direita, libera a luva superior do

packer;

- AD-1: é um packer recuperável, simples, mecânico e de assentamento à tração. Sua

finalidade é equipar poços de injeção de água. Possui integrado, dois mecânicos de liberação

de emergência: luva à esquerda e anel de cisalhamento.

ASSENTAMENTO


122

Desça até 30cm abaixo da profundidade de assentamento, traga o packer para a

profundidade de assentamento, depois dê a rotação na coluna para a esquerda ¼

de volta e aplique torque.

SIZE TRAÇÃO

43 a 45 5000 Libras

47 7500Libras

>47 15000Libras

DESASSENTAMENTO

Desça no mínimo 30cm, após retirada a tensão,gire a coluna ¼ de volta à direita.

Anel de cisalhamento

Junta de segurança : tração de 45000 a 50000 lb)

Rosca de segurança : tração de 10000lb e rotação da coluna de 20 ou mais voltas)

Especificação : pelo diâmetro e peso do revestimento


Com uma tração de 45.000 a 50.000 lb rompe-se o anel de cisalhamento e se o

obturador estiver com uma luva abaixo, todo o packer será recuperado. Caso não possa

tracionar 50.000 lb, tracione 10.000 lb e gire 20 voltas para a direita para liberar o top

sub( luva superior) do packer;

- K-2 DG : é um packer duplo recuperável, ancoragem simples ou dupla, de assentamento

mecânico por aplicação de peso pela coluna curta utilizado para a produção. Possui hold-

hown integrado. Sua finalidade é equipar poços produtores em completação dupla(ex.: G.L.

duplo de Miranga ). Não depende da aplicação de peso contra o packer inferior para ser

assentado, a coluna longa pode estar sob tração ou sob compressão.

OPERAÇÃO


123

Acople o packer na coluna longa com uma ou duas colunas abaixo dele;

A cauda da coluna longa pode possuir um snap latch para encaixar em um packer

permanente inferior ou ter um packer recuperável;

Desça o packer a profundidade desejada, assente o packer recuperável inferior ou

acople o snap latch no packer permanente;

ASSENTAMENTO:

desça a coluna curta contendo um snap latch seal niple em sua extremidade;

acople o seal niple no oríficio do corpo do packer K-2 puxe um pouco a coluna curta e

verifique se existe resistência devido à adaptação do seal niple;

Aplique peso na coluna curta;

SIZE 45 46 47 49 e 51

Peso(lb) 6.000 6.000 6.000 12000

Isto resulta numa tração na coluna longa, no trecho acima do packer do mesmo peso aplicado;

REASSENTAMENTO

Como os parafusos já estão cisalhados, aplicar os seguintes pesos:

SIZE 45 46 47 49 51

Peso(lb) 4.000 5.000 6.000 10.000 12.000

DESASSENTAMENTO

Tracione a coluna;

Se há um pequeno diferencial de pressão abaixo do packer, o esforço desassenta o

packer antes que o snap latch desencaixe do packer o que ocorre a aproximadamente

6.000lb;

Se o diferencial de pressão acima do packer é grande, o snap latch se liberta antes que

o packer seja desassentado. Daí, então, as pressões acima e abaixo do packer se

equalizam;

Reeencaixe o snap latch e tracione para liberar o packer;


124

Caso o packer não desassente após repetida esta operação, aplique pequeno pesocontra

a coluna longa, enquanto puxa a coluna curta;


Remova a coluna curta;

Aplique em torno de 20.000lb de tração na coluna longa;

Isto vai romper um anel de cisalhamento, permitindo que um ressalto no mandril

da coluna longa encaixe na parte superior do packer;

Pode se então puxar esta e outras partes a ela conectadas, liberando os elementos

de vedação e permitindo recuperação total;

Características operacionais

Pode ser utilizado em conjunto com outros packers;

Quando o peso disponível na coluna curta é pequeno, recomenda-seretirar ao

menos um dos parafusos de cisalhamento;

ESPECIFICAÇÃO

Especificação pelo size, função do peso e do diâmetro (OD) do revestimento.

OPERAÇÃO

Acople o packer na coluna longa com uma ou duas colunas abaixo dele;

A cauda da coluna longa pode possuir um snap latch para encaixar em um packer

permanente inferior ou ter um packer recuperável;

Desça o packer a profundidade desejada, assente o packer recuperável inferior ou

acople o snap latch no packer permanente;

- FH : é um packer recuperável, simples, hidráulico. Possui hold-hown integrado. Sua

finalidade é equipar poços produtores, sobretudo os poços desviados. Depende de um

acessório para o seu assentamento, é um hydro trip pressure sub ou uma standing valve.

ASSENTAMENTO


125

Após posicionado joga-se a esfera ou bola para fechar hydro trip e pressuriza-se a

coluna até atingir a pressão de cisalhamento dos pinos, armando o mesmo.

DESASSENTAMENTO

Aplique tração suficiente para romper o seu anel de cisalhamento 30.000 A 50.000

e o packer deve desarmar.


Pode vir a ser necessário além da tração, a aplicação de

torque com power-swivel para completar a liberação do obturador.

OPERAÇÃO

o packer FH é atuado por pressurização da coluna para que se obtenha um

diferencial no packer;

É preciso tamponamento temporário da coluna;

Hidro-trip pressure sub;

Standing valve;

Sheat out;

Blanking plug;

ASSENTAMENTO

Caso a pressão hidrostática seja maior que 1500psi

desça o packer à profundidade de assentamento, conecte a coluna à linha de

injeção e pressurize;

aumente a pressão na coluna, até que ela esteja 1000psi maior que a pressão do

anular, o que vai romper os pinos de cisalhamento e assentar o packer;

depois de assentado, qualquer diferencial de pressão de baixo para cima, vai

atuar nos pistões do hold down;

aumente mais a pressão na coluna, para que a esfera rompa a sede e vá para o

fundo, deixando a coluna com passagem plena;

Caso a pressão hidrostática seja menor que 1500psi


126

o packer foi projetado para ser assentado hidraulicamente em poços rasos;

neste caso equipa-se o packer com um número adicional de parafusos de

cisalhamento que vai aumentar a pressão necessária na coluna para

2000psi;

pressurizando a coluna até 2000psi, assenta-se o packer, prossegue-se

pressurizando a coluna, com diferencial de 35000psi, a esfera rompe a sede

da válvula da hidro-trip pressure sub;

quando se deseja assentar mais de um packer, equipa-se o packer inferior

com 2 pinos de cisalhamento, o segundo com 5 pinos e o superior com 8

pinos, permite que os packers sejam assentados individualmente;

o inferior assentará com aproximadamente 1000psi, o segundo com

2000psi e o superior com 3000psi de diferencial de pressão no packer;

DESASSENTAMENTO

o packer FH é equipado com um anel de cisalhamento de 30000lb, que será

rompido com aplicação de tração;

em caso de emergência, o packer desassenta por rotação à direita e tração

simultânea de 50000lb;


Não requer movimento da coluna para ser assentado;

Pode operar com pressões hidrostáticas de 12000psi a 15000psi;

Pode ser utilizado com colunas seletivas;

- A-2 lok set : é um packer recuperável, simples, mecânico de assentamento à

compressão e tração. Ele tem dois conjuntos de cunhas que se armam em sentido

inverso. É utilizado em algumas completações de poços injetores de água. Eventu-

almente é utilizado sem borrachas no lugar de um archaor tubing.

ASSENTAMENTO


127

Aplique duas voltas à direita e arrei peso. Tracione para fixar as cunhas

inferiores. Arrei peso para fixar as cunhas superiores.

Observações:

1 ) depois de fixado o packer pode ser mantido à tração, à compressão ou em ponto

neutro;

2 ) antes de descer o lok set, gire o seu mecanismo de arrasto ( drag block housing)

para a esquerda até que o mesmo gire louco;

3 ) não girar a coluna à direita durante a descida.

DESASSENTAMENTO

Com pequena tração gire a coluna á direita, seis voltas e suspenda a mesma

girando simultaneamente e vagarosamente, até liberar o packer;

- AR-1 : é um packer recuperável, simples, mecânico de assentamento à compressão. É

utilizado em completação simples como 2º packer ( obturador superior ) para empacotar

uma zona de produção ou injeção. Possui ancoragem simples ou sem ancoragem.

ASSENTAMENTO

Acima de um packer recuperável ou um packer permanente, aplique peso para

assentar e vedar.

SIZE DUREZA 80-60-80 DUREZA 90-70-90 DUREZA 95-80-95

43,45 ou 47 8.000lb 7.000lb 8.000lb

DESASSENTAMENTO

Suspenda a coluna, se o peso abaixo do packer for maior que 1500lb, o snap latch tem

condições de voltar a posição original. Se o peso abaixo for menor a 1500lb, é

necessário dar um ou mais puxões na coluna para que a trava (latch) volte a posição

original.


128

- AR-1 DG :é o mesmo packer anterior com hold-down integrado. Aplicação e

funcionamento idêntico.

- B tandem tension : é um packer recuperável, simples, mecânico de assentamento á

tração. Sua função é atuar como segundo packer (superior) de uma completação simples

com dois packer’s para injeção de água seletiva, com reguladores de fluxo. É usado em

conjunto com o A-2 lok set ou com AD-1. Não possui cunhas utilizadas para isolamento em

pesos de múltiplas zonas de injeção de água.

ASSENTAMENTO

Assenta ao aplicarmos tração para fixar o packer inferior e ao ultrapassarmos o valor

resistência dos pinos de cisalhamento colocados no mesmo para prevenir

assentamento prematuro. Sua tração é aproximadamente 10000lb.

DESASSENTAMENTO

Por retirada da tração e giro à direita;

- Anchor tubing : é um packer recuperável, simples e mecânico. Sua função é manter a

coluna de produção estirada em poços de bombeio mecânico profundos.

Princípio : é um compensador, não permite o retorno no sentido ascendente de uma coluna

que sofreu elongação durante o bombeio.

Fixação: basta posicionar o packer no ponto e dar nove voltas a esquerda.

Liberação: alivia-se a tração, dá-se um giro na coluna de ¼ de volta à direita, pode ser

necessário o uso de power-swivel;

- D / DA : é um packer permanente, simples, mecânico. Sua fixação pode ser efetuada à

coluna com um aplicador ou à cabo com companhia contratada.

Função : pode ser o packer inferior de uma completação dupla. Pode receber vários

acessórios ( production tubing, Dr plug etc ).

Assentamento à cabo com CIA ( companhia );

Assentamento à coluna é descido com aplicador próprio e são cumpridas várias rotinas, não

vamos citá-las devido ao desuso deste tipo de packer.


129

Liberação: por ser permanente, só é removido ou destruído com sapata mill , packer miling

tool ou broca mill

PESO MÍNIMO PARA ASSENTAMENTO (LB)

ELEMENTO

DE

VEDAÇÃO

TEMP.

(ºF)

SIZE

45 47 49 51 53

80-60-80 0-200 6.000 6.000 7.000 8.000 -

90-70-90 100-275 7.000 8.000 9.000 9.000 -

95-80-95 250-350 7.000 8.000 9.000 9.000 -

70-70-70 0-150 - - - - 10.000

80-70-80 100-200 - - - - 10.000

90-70-90 200-300 - - - - 10.000

DESASSENTAMENTO

O obturador é dsassentado pela simples suspensão da coluna; antes de

desassentar a ferramenta deve-se pressurizar o anular se possível, para

garantir a retração dos pistões;

Para liberar o obturador, gire para a esquerda ¾ de volta enquanto suspende a

coluna;

Características operacionais:

As oscilações de pressão na coluna não reduzem a força dos pistões do hold down;

Desassentamento simples: quando se suspende a coluna, a pressão através do hold

down é equalizada instantaneamente;

Junta de circulação: permite completa circulação ao redor da ferramenta;

- Tampões mecânicos : São ferramentas utilizadas num poço para isolar ( tamponar) um ou

mais zonas temporariamente, ou definitivamente. Eles podem ser classificados em

recuperáveis ( - P.R.) ex. BPR “C” e permanente ( B.P.P.) ex.: N ou K. permanente

podem ser fixados à coluna ou à cabo.


130

- BPP mod. N : é utilizado em um poço com a finalidade de tamponar definitivamente uma

ou mais zonas.

Assentamento à coluna :

- conecte o conjunto aplicador /BPP a um niple perfurado e a coluna. O perfurado evitará a

flutuação da coluna durante a descida. A coluna deverá estar bem apertada ;

- iniciar a descida tomando o cuidado de não girar a coluna à direita e dar 1 volta á esquerda

na ferramenta, a cada 5 ou 10 seções descidas. Isto evitará o assentamento prematura do

BPP;

- após posicionar o BPP ( ponto de assentamento), suspenda a coluna 60cm e aplique 10

voltas à direita;

- abaixe a ferramenta 60 cm para expandir as cunhas superiores;

- tracione a coluna com as tensões abaixo indicadas;

- arrei sobre o peso da coluna ;

- volte a tracionar conforme tabela abaixo;

- para liberar o aplicador tracione a coluna 1.000 lb e aplique torque para a direita ( 300 a

400 lb / pé ) ;

- gire mais 10 voltas para a direita para desenroscar o aplicador ;

- poderá ser reencaixado o aplicador no BPP com peso de 3.000 a 5.000 lb sobre o mesmo e

liberado com tração de 8.000 a 10.000 lb.


131

Tabela de tração para fixação de B.P.P. / C.R. à coluna

Rev.O.D. Size do BPP Tração mínima LB Tração máxima LB

5 1/2 ” 2AA 20.000 30.000

7 ” 3BB 20.000 30.000

9 5/8 ” 6AA 30.000 45.000

DESASSENTAMENTO

Por ser permanente, só pode ser removido ou destruído com o auxílio de sapata mill,

packer mill tool, broca mill ou broca convencional.

- BPP mod. K : é um BPP transformado ou melhor, originalmente o “K” é um retentor de

cimento ( C.R.), porém este equipamento pode ser transformado com a colocação de um

bridging plug na sua parte inferior. Tem seu assentamento e remoção idênticos ao modelo

“N”;

- Coment retainer ( retentor de cimento ) : é um equipamento utilizado no poço com a

finalidade de fazer uma recimentação do poço nos casos em que a cimentação primária

fica muito ruim. Possui no seu interior uma válvula que é aberta com o encaixe do

aplicador com stringer, permitindo a passagem do cimento injetado. Ao desencaixar o

stringer a válvula fecha-se retendo o cimento.

A fixação do C.R. é idêntica a do BPP, assim como a sua liberação;


132

FIXAÇÂO DE B.P.P. / C.R. À CABO : por utilizarem uma companhia contratada ( HLS

ou Schlumberger ) a fixação de um “ Bridge Plug ” tampão mecânico ) ou de um “ Cement

Retainer ” ( retentor de cimento ) à cabo são também consideradas operações especiais. Note

que estes equipamentos poderão ser fixados à coluna pelas equipes e sem a presença de

companhias.

Estas operações vão exigir das equipes, participação idêntica a de uma operação de

perfilarem.

Fases :

1) descida ;

2) correlação da profundidade com o P.D.C.L.;

3) fixação;

4) retirada do CCL / aplicador.

Já existe tecnologia desenvolvida para efetuar algumas das operações especiais com o

auxílio de unidades de flexitubo, como acidificação, perfilagem, canhoneio, tampão de

cimento e sobretudo limpezas de fundo ou do interior de colunas obstruídas, utilizando ainda

Nitrogênio( N2) ou fluído gelificado( jet lift ).

Devido as seu alto custo, esta unidade só é utilizada esporadicamente para algumas

limpezas. Inclusive atualmente essas unidades só estão com contrato para a plataforma ( off-

shore ).


133

PACKER’S ( OBTURADORES) DE OPERAÇÃO : são os obturadores utilizados para

realisar as operações especiais e de workover. Não equipam os poços.

Os mais utilizados são: mod E/EA, R-3 DG e “C” full bore.

- E / EA : é um packer recuperável, simples, mecânico e de assentamento à compressão.

Possui junta de circulação e hold-down integrados, assim como o R-3 DG é um packer

dimensionado para resistir a latas pressões e esforços.

ASSENTAMENTO

Aplique giro à direita e peso conforme o size(vide bula).

DESASSENTAMENTO

Com a retirada do peso, equalização das pressões e giro à esquerda.

A diferença do mod. EA para o E , é que o EA possui um bloco de fricção ( arrasto) de

maior área de atuação. Fora este detalhe, são idênticos.

- “ C ” full bore : é um packer recuperável, simples, mecânico com duplo conjunto de

cunhas que armem em sentido inverso. Pode ser fixado à compressão ou à tração. Não

possui junta de circulação integrada.

ASSENTAMENTO

Antes de descer o obturador, verifique se as cunhas superiores giram 360° ou

mais(chaveta fora da ranhura), só deve girar 270°. Desça e posicione o packer no

ponto desejado.

Gire 3/4 de volta à direita e arrei peso. Isto armará as cunhas superiores.

Tracione 15.000 lb para expandir as borrachas e armar as cunhas inferiores.

Desassentamento : aplique torque à esquerda e coloque peso e puxe a ferramenta

alternadamente até o packer mover-se.


134

Posição de segurança : para colocar as cunhas nesta posição, tracione 1.000 a 3.000 lb e

aplique 9 voltas à direita. Observe que após colocar o packer nesta posição, ele não poderá

mais ser rearmado no poço.


1) coloque o obturador na posição de segurança;

2) arrei peso ( 15.000 a 20.000 lb) e tracione 15.000 lb. Repita esta operação até a

ferramenta mover-se;

3) se ainda não liberou, tracione 25.000 lb para partir o anel do cone;

4) se persiste a prisão, tracione 35.000 lb para partir o anel de cisalhamento, liberando a

parte superior do packer.

Todos os obturadores e tampões aqui citados têm um size ou tamanho, que vai variar

conforme o diâmetro e o peso unitário / pé do revestimento de produção.

O fabricante fornece tabelas de aplicação com o size. Não deixe de consultar estas tabelas

para requisitar o obturador ou para conferir o size antes de descer o mesmo no poço. Só assim

teremos certeza de que o obturador irá vedar e que não irá topar antes do ponto que se quer

posicionar.

Todos os obturadores e tampões aqui citados são de fabricação da “ Baker Oil Tools

Company ” ou similar nacional. A RPBA já utilizou no passado e poderá vir a utilizar no

futuro obturadores de outros fabricantes.

Quaisquer esclarecimentos adicionais sobre estas ferramentas poderão ser obtidas no

catálogo da “ Baker”, no manual de packer’s ou diretamente na oficina de manutenção de

packer’s do UN-BA/SOP-OM.

OPERAÇÃO

Desça o packer até a profundidade de assentamento ( a junta de circulação deve estar

aberta para que o hold down não agarre ao revestimento);

Gire a coluna de ¾ de volta para direita e aplique peso para o assentamento;

Em poços inclinados às vezes é difícil obter peso suficiente sobre o packer devido ao

efeito de atrito entre o tubing e o revestimento;


135

Pressurizar e despressurizar o anular;

Se o packer vaza porque se aplicou peso insuficiente, pressurizar o anular para

retração dos pistões do hold down, antes de aplicar mais peso;

Bridge plug retrievable mod.“ C” : é um tampão mecânico e recuperável mais utilizado,

para isolar temporariamente zonas, nas operações especiais e de workover na UN-BA. Ela

possui dois conjuntos de cunhas em sentido inverso. O princípio básico de seu funcionamento

é atuado por um diferencial de pressão de cima para abaixo ou de baixo para cima. O BPR

“C” possui duas válvulas que são movimentadas pela haste ou pela atuação direta da pressão

diferencial. Quando abertas estas válvulas se comunicam com um “ By-pass” que permitem

passagem de fluídos e a equalização das pressões ou posições de liberação, é o que ocorre

durante a descida ou retirada do BPR no poço.

O BPR é descido ou retirado do poço com o auxílio de um aplicador ou cabeça de

recuperação( retrieving head type washover). Esta ferramenta se acopla ao BPR através do

“ Control barhead”( dog ) da haste do mesmo. Outra função do aplicador é circular e lavar a

haste do BPR envolvendo-a quando necessário, para emoção de areia ou detritos e facilitar a

recuperação do BPR.

OPERAÇÃO

Quando descido com cabeça de recuperação e outro packer;

ASSENTAMENTO

Acople a cabeça de assentamento abaixo do outro packer;

Coloque o BPR em pé, levante a ferramenta e abaixe vagarosamente a cabeça de

assentamento sobre a barra de comando da cabeça do BPR;

Eleve a ferramenta e desça a coluna no poço, até a profundidade desejada de

assentamento;

Eleve a coluna levemente sem torque, feito isto, aplique torque à esquerda, baixando

devagar a coluna, até que o BPR comece a pegar peso;

Pegando peso, eleve a ferramenta uns 4 metros, mantendo torque à esquerda para

soltar o BPR;


136

Aplique torque à esquerda e desça a coluna aproximadamente 70cm, se o BPR não

pegar peso, é porque já está solto (se necessário efetue teste de pressão)

DESASSENTAMENTO

Desça o aplicador até o ponto, circule para limpeza de eventuais detritos ou para

remoção de colchão se for o caso e eleve a coluna um pouco. Aguarde então a

equalização das pressões e retire a coluna com o aplicador e BPR “C”.

RECUPERAÇÃO

Antes de iniciar a recuperação deve-se circular para remoção de areia ou detritos;

Encaixe a cabeça de recuperação;

Eleve lentamente, sem aplicar tração excessiva até que a pressão tenha sido

equalizada;

Tração excessiva pode danificar seriamente o BPR

Ao puxar a coluna, a válvula superior do BPR se abre permitindo a equalização de

pressão.

Se o BPR continua resistindo à traçaõ, aplique peso para abrir a válvula inferior e

permitir a equalização da pressão abaixo do BPR.

Na retirada do BPR do poço não permita que haja rotação da coluna para à

esquerda ;

Em emergência, uma tração ou peso sobre o BPR podem ser aplicados:

SIZE 28-35 41-47 49-55

Peso/tração(lb) 25.000 60.000 80.000


Simples operação, normalmente utilizado com os packers modelo: C, E e R-3;

As borrachas em forma de copo impedem que os detritos atinjam as cunhas,

dificultando a recuperação;

As válvulas de retenção, uma superior e uma inferior são acionadas pela haste e

possuem molas que as mantêm vedadas contra as respectivas sedes, quando o BPR

está liberado;


137

Na subida do BPR a cabeça de recuperação puxa a haste consigo o que faz abrir a

válvula superior, permitindo a circulação pelo interior do mandril;

Na descida, a cabeça de recuperação faz com que a haste abra a válvula inferior,

estabelecendo a circulação e permitindo a manobra;

Observação: restos de tampões de cimento, bauxita ou areia compactada por ação da

pressão de squeeze ou de fraturamento, podem vir a gerar dificuldade de

remoção com o aplicador. Nestes casos solicite do IP ( pescaria ) uma sapata

mill com extensão para promover a limpeza do BPR e em seguida volte a descer o

aplicador.

FUNCIONAMENTO DO MECANISMO DE JOTA

Ao baixar a cabeça de recuperação sobre o BPR, o J-PINO vai da posição (1) para a

(2);

O J-PINO está agora na posição neutra, baixando a ferramenta, ele se desloca para a

posição (4);

Suspendendo novamente a coluna ele retorna a posição (3);

Com o pino na posição (3), deve-se baixar a ferramenta, ao mesmo tempo em que

gira a coluna à esquerda para que ele passe a posição (5);

Suspendendo a coluna cerca de 25cm, com o torque à esquerda, o J-PINO passa na

posição (5) para a posição (6), liberando a cabeça de recuperação do BPR;

CEMENT RETAINER MOD.K

É um obturador permanente podendo ser transformado em bridge plug, de assentamento

mecânico a coluna ou a cabo, ancoragem dupla, utilizado em operação.

OPERAÇÃO

Durante a descida do CM no poço não deve girar a coluna para a direita: pode

acontecer que o packer assente antes do ponto desejado, como medida de

precaução deve-se girar a coluna de uma volta para a esquerda a cada 5 ou 10

seções descida no poço;


138

ASSENTAMENTO – setting tool mod. K

Desça a ferramenta a profundidade de assentamento;

Suspenda a coluna 60cm, isto faz com que a porca de controle gire livremente;

Gire a coluna 10 voltas para a direita para liberar a camisa de controle;

Desça a coluna 60cm até a profundidade de assentamento, isto vai liberar as

cunhas superiores;

Tracione a coluna com os esforços de tração indicados;

Com isto o mandril movimentou-se em relação as cunhas, causando o

rompimento das cunhas inferiores e o assentamento da packer e expansão das

borrachas;

Após ao assentamento, a válvula deve estar fechada, para verificar pressurize a

coluna;

Para abrir a válvula: desça a coluna 5cm com o setting tool;

A válvula de controle é operada com um movimento de duas polegadas sobre o

retentor (2” para cima A, a válvula fecha, 2” para baixo: ela abre);

Para liberar o setting tool do CM, suspenda a coluna 2” para fechar a válvula.

Mantenha a coluna levemente tracionada (1.000lb), aplique o torque para a

direita 300 a 400 lb.pé, isto vai cisalhar os parafusos de fixação e permitir que o

setting tool seja desenroscado, dê 10 voltas à direita;

Pode-se liberar o setting tool do CM com 4 ou 5 voltas à direita e 8.000 a

10.000lb de tração;

Após liberação da ferramenta de assentamento por rotação da coluna, ela pode

ser reencaixada no retentor aplicando-se 3.000 a 5.000lb de peso sobre o

retentor. É removida dele tracionando-se a coluna com 8.000 a 10.000lb.

OBSERVAÇÕES:

Utilizado como BP, os cuidados requeridos durante a descida e o modo de

assentamento são os mesmos;

Pode ser transformado em BPP, desde que a válvula seja substituída por um

tampão;

Constituído de material perfurável, facilitando o seu corte posterior;


139

È recomendável que após a tração inicial, seja aplicado o mesmo em pesos e

torne-se a tracionar a ferramenta;

È especificado pelo size que é função do diâmetro (OD) e peso do revestimento;

SETTING TOOL MOD K

É utilizado no assentamento e operação com o Cement Retainer Mod K;

A ferramenta é basicamente construída de um centralizador, um mandril, uma

camisa onde se alojam as cunhas superiores, dog, control latch e stinger;

Quando o cement retainer é transformado em BPP, o stinger é substituído por

um bottom sub;

O setting tool é especificado pelo size, que é função do cement retainer

utilizado;

OBSERVAÇÕES

A fricção causado pelo centralizador é quem vai manter parada a camisa

que prende as cunhas superiores do retainer, proporcionando o

assentamento. A falta de ação e o desgaste deste centralizador vai tornar

impossível o assentamento;

Existem um sistema de vedação no stinger que evita a penetração de

cimento no corpo do retainer.

PROCEDIMENTOS PARA ASSENTAMENTO DE BPP

1 – Antes de descer, com o BPP ou RETENTOR conectado à seção ou ao tubo,

pegar nas molas da ferramenta k-1 e girá-la à direita para verificar se a ferramenta está

travada ;

2 – Durante a descida, a cada 10 tubos ou seções, girar a coluna uma volta à esquerda

; 3 – Ao chegar à profundidade de assentamento, suspender 60 cm.

( isso libera porca de controle para girar livre) ;

4 – Girar dez voltas à direita para liberar as cunhas superiores da camisa de

assentamento;


140

5 – Voltar ao ponto de assentamento ( isso faz as cunhas superiores caírem sobre o

cone superior ) ;

6 - Tracionar de 20.000 a 30.000 libras ( para os sizes 2AA e 3BB ) e de 30.000 a

45.000 ( para o size 6AA ) acima do peso da coluna ( isso cisalha os pinos dos cones inferior e

superior e empurra as cunhas inferior contra as superiores comprimindo a borracha );

7 – Voltar ao peso original da coluna;

8 – Tracionar 1.000 libras ;

9 – Girar dez voltas à direita para liberar ferramenta de assentamento;

10 – BPP liberado.

GUIA DE ESPECIFICAÇÃO PARA BPP/RETENTOR E FERRAMENTA K-1

Revestimento Peso Size-Ferram.K-1 Retentor- BPP

4.1/2” 9,5 – 16,6 1AA – 1BB 1AA

5.1/2” 13 – 23 2AA 2AA

7” 17 – 35 3BB 3BB

9.5/8” 29,3 – 53,5 6AA 6AA

BIBLIOGRAFIA: Catálogo BAKER.

ELABORADO POR: Expedito Jorge de Lima – 155.777-

OUTROS EQUIPAMENTOS DE SUB-SUPERFÍCIE UTILIZADOS NAS

OPERAÇÕES :

- Coluna de operação : normalmente é uma coluna de 2 7/8” EUE, 6.5 lb/pé, grau

N-80 nova ou semi-nova, que é utilizada para efetuar as operações especiais e pistoneio do

poço. É um lote de tubos separados dos tubos que equipam o poço;


141

- Coluna de trabalho : normalmente é uma coluna de 2 7/8” EUE 6.5 lb/pé que é

utilizada para condicionamento dos poços ( corte de cimento e limpezas de fundo etc.). Na

verdade deveria ser uma coluna de drill pipe – DP, porém, para economizar manobras e

transporte, raramente esta coluna é utilizada para esta finalidade;

- Coluna de drill pipe : São tubos de perfuração de 2 3/8”If, 6.5 lb/pé, grau “G” ou

2 7/8” IF, 10.4 lb/pé, grau G ou E, que são utilizados nas pescarias programadas ou em

condicionamento de poços prolongados;

- Coluna de lavagem : São tubos utilizados nas operações de pescaria quando

necessitamos lavar o peixe. Podem ser de 4 1/2” hydril FJ-WP para revestimentos de 5 1/2”

O.D. e 5 1/2” hydril FJ-WP para revestimento de 7” O.D.


142

- Comandos ( D.C.) : Os comandos utilizados nos trabalhos de completação e workover

geralmente são de 3 1/2” O.D. x 2 3/8 IF para revestimento de 5 1/2” O.D. e de 4

1/8” O.D. x 2 7/8” IF para revestimento de 7” O.D. Erroneamente as vezes são utilizados

comandos de 3 1/2” em revestimentos de 7” O.D.

Eventualmente pode-se utilizar comandos de 4 3/4” O.D. em revestimento de 7” ou 9 5/8”

O.D.

- Broca : Utilizamos brocas convencionais tricônicas, sem injetores e de formação

média. Eventualmente se utiliza broca de formação dura. Os diâmetros utilizados vão variar

com o diâmetro interno dos revestimentos de produção, que por sua vez varia com o peso

unitário por pé do revestimento.

Consulte uma tabela para utilizar a broca de diâmetro adequado para cada caso. Os

diâmetros utilizados para 5 1/2” são 4 1/2, 4 5/8 e 4 3/4”. Já para 7” utiliza-se 6, 6 1/8 e


143

6 1/4”. Em um poço novo é imprescindível que utilizemos a broca de diâmetro

adequado e de preferência nova, para não deixar rebarba no corte do colar de estágio ou

colar flutuante.

PRINCIPAIS TIPOS DE COLUNAS USADAS PARA CONDICIONAR

REVESTIMENTO:

1 – broca 8 1/2 ” ( 4 1/2 ” reg pin ) + raspador 9 5/8 ” ( 4 1/2” reg cx - pin ) + sub

de broca ( 4 1/2” reg cx – 3 1/2” if cx ) + dc’s 4 3/4” ( 3 1/2” if pin – cx ) + dp’s 3 1/2” if.

2 – broca 6 1/8” ( 3 1/2” reg pin ) + raspador 7” ( 3 1/2” reg cx-pin) + sub de

broca ( 3 1/2” reg cx – 3 1/2 ” if cx ) e dc’s 4 3/4” ( 3 1/2 ” if cx - pin ) – dp’s 3 1/2” if.

3 - broca de 6 ( 3 1/2” reg pin ) + sub de broca ( 3 1/2” reg cx – 3 1/2” if (cx)+ dc’s 4

3/4” + redução 3 1/2” if pin x 3 1/2” reg pin + raspador 7 ( 3 1/2” reg cx – pin ) + sub de

broca ( 3 1/2” reg cx – 3 1/2” if cx) + dc’s 4 3/4” + dp’s 3 1/2” if.

PARAMETROS DE TRABALHO COM BROCA:

1 – CORTE : PSB RPM PMAX

(LBS) (RPM) (PSI)

CIMENTO C/BROCA 7000 A 80 A 60 2500 6” / 6 1/8”

20000

CIMENTO C/BROCA 20000 A 70 A 50 2500 8 1/2”

30000

BPP OU CR

BROCA ( MILL) 8000 75 100 6”

BPP OU CR COM

BROCA ( MILL) 10000 75 100 8 1/2”

FLAPPER VALVE 5000 A 70 2000 7”

10000

FLAPPER VALVE 4000 A 70 2000 5 12”

8000


144

CONDICIONAMENTO DO TOPO DE LINER:

PANCADAS 15.000 LBS

ROTAÇÃO 6.000 LBS – 30 / 40 RPM

PROVIDENCIAS ANTES:

VERIFICAR SIZE DO REVESTIMENTO:

BROCA REVESTIMENTO ( lbs / pe )

8 1/2” 9 5/8” – 47 ou 43

6 1/8” 7” - 26

6” 7” - 29

4 1/2” 5 1/2” – 23

CHECAR REDUÇÕES PARA COMPOR COLUNA:

- Observar estado das roscas e espelhos de vedação.


145

CHECAR ESTADO DOS EQUIPAMENTOS :

- Estado da broca ( cones )

- Laminas do raspador

obs: as laminas devem ceder com o peso de uma pessoa

CHECAR NUMERO DE COMANDOS DC’S S/NECESSARIOS :

No cálculo do numero de DC’s considerar fator de flutuação e uma folga de 20%, e

mais em relação ao peso sobre a broca que será usado (assim mentem-se as linhas neutras

dentro dos comandos).

TABELA: COMBINAÇÃO DE BROCAS E REVESTIMENTOS

REVESTI- PESO REVESTI- DIÂMETRO DE BIT SIZE STANDARD

MENTO OD LB/FT MENTO ID PASSAGEM RE- ( POL ) BIT PIN

( POL) VESTIMENTO THREAD

( DRIFT )

5 11,5 4,560 4,435 4 1/4 2 3/8

5 13,0 4,494 4,369 4 1/4 API

5 15,0 4,408 4,283 4 1/4 REGULAR

5 18,0 4,276 4,151 4 1/8

5 1/2 13,0 5,044 4,919 4 3/4 2 7/8 API

5 1/2 14,0 5,012 4,887 4 3/4 REGULAR

5 1/2 15,5 4,950 4,825 4 3/4

5 1/2 17,0 4,892 4,767 4 3/4

5 1/2 20,0 4,778 4,653 4 5/8

5 1/2 23,0 4,670 4,545 4 1/2 2 3/8 API

5 1/2 26,0 4,548 4,423 4 3/8 REGULAR

7 17,0 6,538 6,413 6 1/4

7 20,0 6,456 6,331 6 1/4 3 1/2

7 23,0 6,366 6,241 6 1/4 API

7 26,0 6,276 6,151 6 1/8 REGULAR

7 29,0 6,184 6,059 6


146

TABELA: COMBINAÇÃO DE BROCAS E REVESTIMENTOS

REVESTI- PESO REVESTI- DIÂMETRO DE BIT SIZE STANDARD

MENTO OD LB/FT MENTO ID PASSAGEM RE- ( POL ) BIT PIN

( POL) VESTIMENTO THREAD

( DRIFT )

7 32,0 6,094 5,969 6

7 35,0 6,004 5,879 5 7/8

7 38,0 5,920 5,795 5 3/4

9 5/8 29,3 9,063 8,907 8 3/4

9 5/8 32,3 9,001 8,845 8 3/4 4 1/2

9 5/8 36,0 8,921 8,765 8 3/4 API

9 5/8 40,0 8,835 8,675 8 3/4 REGULAR

9 5/8 43,5 8,755 8,599 8 3/4

9 5/8 47,0 8,681 8,525 8 3/4

9 5/8 53,5 8,535 8,379 8 3/4

ALGUNS EQUIPAMENTOS AUXILIARES UTILIZADOS NA SONDA DE

COMPLETAÇÃO PARA EFETUAR OPERAÇÕES:

- RASPADOR ( CASING SCRAPPER )

É um equipamento utilizado para raspar o revestimento removendo parafina, resto de

cimento ou outras incrustações que se instalem n parede interna do revestimento de

produção. Pode ser utilizado junto com a broca ( logo acima) ou após o corte com a broca.

Eventualmente pode ser utilizado abaixo do packer para economizar manobra.

O tamanho ou size das lâminas ou navalhas do raspador varia também com o diâmetro

interno do revestimento no qual será utilizado. Consulte uma tabela para utilizar o raspador

adequado:


147

RASPADORES

- SUB – BROCA

É a sub-redução utilizada para interligar a broca aos comandos ou o raspador

aos comandos;

- Luva denteada: é uma luva de tubo de 2 7/8”EU ( 3 21/32” O.D.) que é

serrilhada em uma das suas extremidades. É utilizada na extremidade de uma coluna livre ou

na extremidade da cauda de um packer com a finalidade de facilitar a remoção de detritos ou

areia no fundo do poço ou ainda para remoção de excesso de bauxita após fraturamento;

- Swab: é o equipamento utilizado para pistonear a coluna de operação para

definição de tipo de fluído ou para dry test. É basicamente um mandril com uma válvula (

esfera / sede ), recebe o copo de swab ( borracha com armação de arame). Deixa passar o

fluído de baixo para cima ( sentido descendente) e não passar o fluído no sentido


148

ascendente.Tanto o swab como o copo variam com o diâmetro interno da coluna. Existem

copos especiais para pistonear colunas equipadas com mandril/válvula de gás lift, são os

chamados copos sanfona;

- Swivel: é uma das partes do conjunto swab, é usado logo acima deste para evitar

torções no cabo de pistoneio;

- Sinker bar ( barra de peso ) : é uma haste de aço maciço utilizada no conjunto

swab. Sua finalidade é dar peso à ferramenta facilitando a descida no interior da coluna;

- Porta cabo: é o adaptador que interliga com o auxílio de uma chumbada ( chumbo

ou magnólio ) o cabo de pistoneio ao conjunto swab. O cabo de pistoneio é o tambor auxiliar

da spt e tem diâmetro de 9/16” ou 1/2”, a bobina pode ter até 3.000m;

- Caçamba: é um equipamento utilizado para limpar o fundo de poços revestidos que

não circulam. Basicamente é um cilindro ôco de aço com uma ponteira e válvula borboleta na

sua extremidade inferior e porta cabo para conexão com o cabo de pisoteio, na sua parte

superior. A operação com este equipamento é denominada de caçambeio;

- Faca: é o mesmo removedor de parafina utilizado pelas wire line. Eventualmente é

utilizado à cabo para limpar o interior da coluna de operação ou de produção;

- Desparafinador mecânico: é um equipamento em forma de helicóide, tem também

a finalidade de remover parafina no interior da coluna do poço. É também chamado de

removedor de parafina ou porco;

- Pescador de standing valve: é também uma ferramenta da wire line. Sua finalidade

é pescar a standing valve de um poço evitando a retirada da coluna com banha de óleo ou com

pisoteio, pode também facilitar o amortecimento do poço. É descido no interior da coluna à

cabo e de preferência com um jar também da wire line.

- Árvore de natal de pistoneio: é uma A.N. própria para controlar os fluxos durante a

operação de pistoneio. Ela recebe na sua parte superior o “ Oil saver” ou mastro;


149

- Oil saver: é um equipamento dividido em duas partes: a base que fica fixa na A.N. e

a móvel que poderá sair da cabeça do poço com o swab ou se fixar à base por um

acoplamento a base de esferas e pressão hidráulica. Sua finalidade é fechar o anular cabo de

pisoteio x coluna de produção, É equipado com uma borracha que pressurizada abraça o cabo

promovendo a vedação. Esta borracha é vazada e denominada de borracha de Oil saver;

- Bomba de Oil saver: é uma pequena bomba hidráulica manual que é conectada ao

Oil saver através de uma mangueira. Durante a retirada do swab do poço, acionamos a bomba

para pressurizar o Oil saver e expandir a sua borracha promovendo a vedação. Algumas SPT’s

não usam mais esta bombinha, usam a pressão hidráulica da própria SPT com as

devidas adaptações:

- Colar de segurança: utilizamos o tipo “T” da “Baash-ross” ou similar nacional;

- Chaves: Normalmente utilizamos chave hidráulica “Foster” mod. 74-92, para

enroscar ou desenroscar as colunas de produção ou operação.

Na falta de uma chave hidráulica, devemos utilizar chaves que abracem toda a

circunferência do tubo, para não causar mossa ou seja, chaves do tipo “petol”ou “kelco”.

As chaves de grifo só devem ser utilizadas em último caso (não são recomendadas) e

ainda assim, utiliza´-las no reforço do tubo. As chaves flutuantes ( BJ tipo “C”) só são

utilizadas com as colunas de drill pipe;

- Cunha: Normalmente utilizamos cunha pneumática tipo “cavins” ou “web wilson”.

Na falta destas, utilizamos as antigas “mission” para poço profundo e para poço raso.

- Elevador: Utilizamos os tipos “BJ” de várias capacidades. Os elevadores de produção

variam não só com o diâmetro das colunas, mas também, com o tipo de conexão ( rosca) das

colunas ou seja, o elevador para uma coluna de 2 3/8”EUE é diferente do elevador para uma

coluna de 2 3/8”NU.


150

ELEVADORES DE TUBOS

Para manobrar as colunas de drill pipe são utilizados elevadores específicos (elevador

para drill pipe com 18º taper schoulder). Tubos DSS-HT, hydril FJ-WP ou comandos são

elevados com lift sub próprios;

- Limpador de tubos: é uma equipamento utilizado abaixo da cunha com dupla

finalidade. A primeira é limpar a parede externa do tubo, evitando sujeira na plataforma e

poluição na área. A segunda é prevenir ou evitar a queda de peças soltas (parafusos, porcas,

mordentes, pinos etc.) no interior do poço, com risco da prisão das ferramentas contra o

revestimento. Sua borracha varia com o diâmetro da coluna;

- Tubing stripper : é um equipamento que veda o anular tubo de operação x revestimento

ao mesmo tempo que permite a movimentação e giro da coluna. Possui uma borracha interna

( borracha do tubing stripper) que é expandida contra a parede externa do tubo, com o ajuste

dos parafusos próprios. O diâmetro da borracha varia com o diâmetro do tubo da operação.

Seu uso é indispensável nas circulações ou cortes quando a sonda não utiliza tubo condutor;

- Elevador de hastes: é o equipamento apropriado para elevar e acunhar ( sustentar ) as

colunas de hastes que são manobradas nos poços. Trabalha aos pares de cada diâmetro;


151

ELEVADORES DE HASTE

- Papagaio: é o equipamento que interliga o gancho da catarina da sonda ao elevador de

hastes;

- Chaves de hastes: São chaves especiais para conectar ou desconectar as hastes de

bombeio. Para dar o aperto final ou para quebrar a conexão utiliza-se duas chaves idênticas

dentro de cada diâmetro;

- Gabarito: é uma peça metálica na forma de um torpedo. Sua função é calibrar o interior das

colunas de produção ou de operação que serão descidas no poço, ou para verificar o nível de

limpeza de uma coluna que está sendo retirada e poderá vir a ser reutilizada no próprio poço

(intervenções de limpeza). Seu diâmetro externo é próximo do diâmetro da coluna. Detecta

presença de parafina, crostas, mossas e outras obstruções;

- Power swível: é um equipamento auxiliar utilizado na SPT quando necessitamos de rotação

e torque para os trabalhos de corte de cimento, corte de BPP etc. Substitui a mesa rotativa.


152

Utilizamos os power swivel “bowen” ou similar nacional. O modelo S 2.5 é o mais

disponível e utilizado. Em trabalhos mais pesados ( ex.: pescaria programada), utilizamos o

mod. 3.5 que dá maior torque;

- Bomba de lama: Nas SPT’s geralmente utilizamos uma bomba “ gardner denver” dúplex

5 x 8 ;

- Mangueira de ataque: Utilizamos mangueiras de aço tipo “ chiksan” de 2” x 3.000 PSI;

- Mangueiras para retorno ou circulação: UtIlizamos mangueiras de borracha de 2” x 1.100

PSI;

- Mangueiras para sucção : São de borracha e de 4”;

- BOP de tubos: utilizamos BOP hidráulico “cameron” tipo “U” com flanges de 7 1/16”-

3.000 PSI, com corpo duplo (1 gaveta cega e uma gaveta vazada). Em poços de gás ou de alta

pressão utilizamos um BOP cameron de 11” – 5.000 PSI também de corpo duplo;

- BOP de hastes: é utilizado para as manobras com colunas de hastes. É manual e acoplado

ao tê de bombeio do poço;

- Acionador de BOP: utilizamos unidades “cameron” ou “koomey”;


153

- Inside BOP : é uma válvula de segurança que pode ser utilizada tanto na superfície ( cabeça

do poço ), como pode ser descida conectada à coluna do poço, a depender da situação ou

necessidade. Estando no interior do poço ela só dá passagem de cima para baixo. Ao intervir

em poços de gás é obrigatório dispor na sonda de uma válvula deste tipo ;

- Válvula de segurança: é uma válvula comum tipo “hartman” de 2” LP x 3.000 PSI que

mantemos todo o tempo na plataforma da sonda, conectada a uma redução com rosca pino

idêntica a que estivemos manobrando. Sua finalidade é fecharmos rapidamente a coluna, se o

poço reagir. Ela é também conectada à coluna em eventuais paradas por meio da manobra. No

caso do poço ser de gás esta válvula deverá ter pressão de trabalho de 5.000 PSI.

TIPOS DE POÇOS REVESTIDOS:

1. PRODUTOR DE ÓLEO: são poços que drenam o óleo contido nas zonas / intervalos

Dos reservatórios. Sua finalidade principal é produzir petróleo, poderá porém, produzir

também gás ou água associados ao óleo.

2. PRODUTOR DE GÁS: são os poços que drenam o gás contido nas zonas / intervalos

dos reservatórios. O gás produzido atende à demanda interna da companhia (ex.: rede de

gás lift) e atende os contratos de vendas a terceiros (ex.: COPENE / POLO).

3. PRODUTOR DE AGUA OU DE CAPITAÇÃO DE ÁGUA: saõ poços que produzem

água para consumo industrial ou para tratamento e injeção no reservatório.

4. INJETOR DE AGUA: são poços selecionados dentro de um determinado reservatório,

para injetar água tratada através dos mesmos, para manter ou repor a pressão interna do

reservatório (recuperação secundária).

5. INJETOR DE GÁS: são poços selecionados dentro de um determinado reservatório, para

injetar gás natural através dos mesmos, visando manter ou repor a energia natural do

reservatório (recuperação secundária).

6. DE DESCARTE: são poços utilizados para descartar fluídos indesejáveis (ex.: água

salgada produzida) visando evitar danos ao meio ambiente (poluição) ou outras

necessidades do reservatório.

7. MIXTO: são poços que produzem óleo por um intervalo e injetam água em outro, para

atender a necessidade específica do reservatório naquele ponto.


154

8. INJETOR DE CO2: são poços especiais que injetam o Dióxido de Carbono no

reservatório visando drenar mais óleo em outros poços da área de influência do projeto.

(recuperação terciária).

9. INJETOR DE VAPOR: são também, poços especiais que injetam vapor d’água no

reservatório visando drenar mais óleo nos poços da área de influência do projeto

(recuperação terciária).

PRINCIPAIS MÉTODOS DE ELEVAÇÃO ARTIFICIAL

Vamos agora tecer alguns comentários sobre os métodos de elevação artificial. Como

já comentamos anteriormente, são métodos utilizados em poços onde a energia natural do

reservatório, já não consegue por o óleo no tanque da estação coletora. Estes mecanismo

visão portanto, juntar sua energia artificial à energia natural do reservatório para permitir

produção de petróleo.

No Brasil a grande maioria dos poços necessita de algum tipo de elevação artificial e

os poços assim equipados drenam aproximadamente a metade da produção nacional de

petróleo.

OS MÉTODOS MAIS UTILIZADOS NO BRASIL SÃO PELA ORDEM AS

SEGUINTES:

- Bombeio Mecânico (BM)

- Gás Lift (GL)

- Bombeio de cavidade progressiva (BCP)

- Bombeio Centrífugo (BCS)

Vamos tentar detalhar cada um deles.

BOMBEIO MECÂNICO

É o método de elevação artificial que utiliza uma bomba alternativa instalada na

extremidade da coluna de produção, acionada mecanicamente da superfície por meio de

haste. Esta coluna é interligada na superfície à uma unidade de bombeio (UB). A U.B. tem


155

a função de transformar o movimento rotativo de um motor elétrico ou explosão, em

movimento alternativo na velocidade e curso desejado para acionar a bomba.

COMPONENTE (EQUIPAMENTOS) DO BOMBEIO MECÂNICO:

A) DE SUB-SUPERFÍCIE:

- Bomba alternativa

- Coluna de haste + haste polida;

- Coluna de produção (tubing)

- Anchor tubing

- Ancora de gás.

B) DE SUPERFÍCIE LIGADO AO POÇO:

- Adapter B-1

- Tê de bombeio

- Queroteste

- Válvula de prova

- Stuffing box (caixa de vedação)

C) DE SUPERFÍCIE (EXTRA POÇO):

- Unidade de bombeio

- Motor elétrico ou à explosão

- Estrutura de concreto

- Transformador

BOMBA: A função da bomba é admitir os fluido do poço e eleva-los até a superfície.

Seus principais componentes são:

- Camisa cilíndrica

- Pistão metálico oco

- Válvula de passeio ou de exaustão

- Válvula de pé ou de admissão

- Niple de assentamento

- Niple de extensão superior


156

- Niple de extensão inferior

- Pescador

O principio de funcionamento da bomba é simples. No curso ascendente o pistão está

se deslocando para cima e a válvula de passeio está fechada carreando óleo para o interior

da coluna, por sua vez a válvula de pé está aberta admitindo óleo do poço para o interior

da bomba. No curso descendente a situação se inverte ou seja, o pistão se desloca para

baixo e a válvula de passeio estará aberta e admitindo óleo do interior da bomba, já a

válvula de pé estará fechada para não haver perda de fluido no sentida bomba-poço.

PISTÃO: Os pistões mais usados são os metálicos com ranhuras. A folga entre o pistão e

diâmetro interno da camisa é muito pequena e são medidas em milésimos de polegada. Os

valores mais comuns são: -0.001, -0.002, -0.003, -0.004, e -0.005. Estes valores

indicam o quanto o pistão é menor em diâmetro interno da camisa.

CAMISA: As camisas das bombas tubulares podem ser inteiriças (TH) ou de camisa

seccionada (TL).

VÁLVULA DE PASSEIO: Está localizada no interior do pistão.

VÁLVULA DE PÉ: Fica fixa na camisa alojada no niple de assentamento.

NIPLE DE ASSENTAMENTO: Fica abaixa da camisa e do niple de extensão inferior.

Sua função é alojar a válvula de pé.

NIPLE DE EXTENSÃO SUPERIOR: Fica no topo da camisa, sua função é aumentar o

curso da bomba e servir de câmara de decantação de detritos.

NIPLE DE EXTENSAO INFERIOR: Fica logo abaixo da camisa, tem a mesma função

do superior.


157

PESCADOR: É acoplado ao final do pistão, serve para pescar (enroscar à direita) a

válvula de pé, evitando desta forma banho de óleo ou pistoneio durante a retirada do poço.

A bomba alternativa pode ser do tipo tubular quando a camisa é descida na coluna

de tubos e o pistão metálico é descido na coluna de hastes, ou pode ser do tipo insertável,

onde só é descido na coluna de tubo um niple de assentamento e as demais partes (camisa,

pistão e válvulas), que formam um só conjunto, são descidos na coluna de hastes. Este

conjunto será alojado na coluna de tubos no niple de assentamento.

COLUNA DE HASTES: Tem a função de transmitir o movimento alternativo da

unidade de bombeio à bomba. As hastes utilizadas têm um diâmetro nominal de 1/2, 5/8,

7/8 e 1". Podem ser utilizadas colunas com diâmetros combinados. Quanto à resistência

ou tipo de material podem ser de grau "C", "D", PLUS ou "K". a tensão de ruptura dos

graus C e D são respectivamente de 90.000 lb, K=85.000 lb e a PLUS=155.000. Tem um

tamanho padrão de 25 ou 30 pés são rosqueados em ambas as extremidades, sendo

enroscada em uma das extremidades.

As hastes exigem alguns cuidados especiais para o seu transporte e manuseio, vamos

cita aqui alguns:

- Manusea-las de maneira a não causar empenamentos, mossas ou danos nas roscas,

empenos ou torções;

- Só retirar os protetores de rosca na hora de utilizar as hastes;

- Não armazenar as mesmas no solo da área, devem ser armazenadas em estaleiros (

vários cavaletes) de maneira a não formar barriga, e próximo do local de uso (cabeça

do poço);

- Não armazenar ou jogar equipamentos pesados sobre elas;

- Não martelar as conexões (danificada);

- Evitar montar as roscas das mesmas;

- Limpar as roscas antes das conexões;

- Eliminar as hastes maiores de 7m ( estão alongadas);


158

- Tração máxima (LB) por tipo de haste (para não deforma-la):

5/8" - 18.500

3/4" - 26.500

7/8" - 36.000

1" - 47.100

HASTE POLIDA: É a última haste instalada na coluna de haste e conectada ao cabresto

da unidade de bombeio. São feitas de aço inox ou em aço carbono, seu diâmetro pode ser

de, 1", 11/8, 11/4 e 11/2" e o seu comprimento pode variar a depender do diâmetro de 8 a

22 pés.

COLUNA DE PRODUÇÃO(tubing): São usados tubos com diâmetro nominal de 2

3/8, 2 7/8, ou 3 1/2" O.D. a depender do revestimento e da produção esperada.

ANCHOR TUBING: É um packer próprio para ancorar a coluna de B.M. só é necessário

em poços profundos onde o alongamento da coluna é maior.

ÂNCORA DE GÁS: Pode vir a ser usada abaixo da bomba. Sua função é separar o gás

produzido para o anular, evitando interferencia ( perda de eficiêcia) no funcionamento da

bomba.

ADAPTADOR B- 1: É um adaptador para cabeça de produção, próprio para uso em

poços de bombeio mecânico, tem uma rosca pino superior na qual se conecta o tê de

bombeio ou o B.O.P. de hastes.

TÊ DE BOMBEIO: É conectado na sua parte inferior ao B - 1 e na prte superior ao

"Stuffing box". Suas saídas laterais se conectam a linha de produção e à valvula de prova.

QUEROTESTE: É um pequeno adaptador para receber um manômetro.

VÁLVULA DE PROVA: É uma pequena válvula conectada ao tê, permite verificar se

está havendo fluxo ou produção durante o bombeio ou teste do poço.


159

STUFFING BOX ( caixa de vedação): É o equipamento conectado na parte superior

do tê de bombeio. Seu engachetamento envolve a haste polida promovendo a vedação. O

engaxetamento pode ser feito de borracha nitrílica, viton ou cordões grafitados.

UNIDADE DE BOMBEIO (B.M.): Tem a função de transformar o movimento

rotativo do motor em movimento alternativo. Como a U.B. está interligada à haste polida

através do cabresto, esse movimento é transmitido para a bomba.

Para a operação de SPT em poços que já tem U.B. instaladas, pode ser necessário dobrar a

cabeça da ub., retirar a cabeça da UB ou em caso mais esporádicos, afastar a UB.

Foram selecionados e padronizados 10 tipos ou tamanhos de UB, com curso máximo de

36 a 144".

MOTOR: A função do motor é movimentar a UB. Pode ser elétrico se a área já for

eletrificada ou à explosão.

ESTRUTURA DE CONCRETO: É uma estrutura utilizada em alguns campos entre o

solo da área e a UB.

ESPECIFICAÇÃO (classificação) DAS BOMBAS: As bombas são especificada de

acordo com a classificação do A. P.I. (vide tabela na pag. ).

ORDEM DE DESCIDA (EQUIPAMENTO DE UM POÇO).

1) Âncora de gás (se for o caso);

2) Anchor tubing (se for o caso);

3) Niple de assentamento;

4) Niple de extensão infeerior;

5) Bomba tubular (camisa);

6) Niple de extensão superior;

7) Redução (se for o caso);


160

8) Tubos de produção;

9) Redução (se for o caso)

10) Donat.

COLUNA DE HASTES:

1) Pistão metálico com pescador;

2) Hastes ( se a coluna for combinada, descer as de menor diâmetro primeiro e utilizar as

reduções devidas), sub's (se dispor para o balanceio);

3) Instalar tê de bombeio;

4) Instalar stuffing box;

5) Redução se nescerario e haste polida;

6) Clips (grampo).

GÁS LIFT (G.l..)

É o método de elevação artificial que utiliza gás natural para reduzir a

densidade do óleo no poço ou para arremessá-lo a superfície com o impacto de uma

bolsa de gás.

TIPOS DE GÁS LIFT:

- gás lift contínuo;

- gás lift intermitente;

- auto gás lift;

No gás lift contínuo o gás é injetado continuamente na coluna, através de uma

válvula instalada no interior de um mandril. O gás mistura-se ao óleo gaseificando o mesmo e

reduzindo a sua densidade. Os poços assim equipados possuem uma linha de gás natural

comprimido, conectada a uma das saídas laterais da cabeça de produção.


161

No gás lift intermitente o gás é injetado intermitentemente. È instalado na linha de

gás um aparelho intermitor e o tempo de injeção de gás. Quando injetado vai abrir a válvula

operadora ( calibrada com uma determinada pressão ) e também alojada em um mandril,

arremessando para a superfície a coluna de óleo que se acumulou no interior da mesma no

intervalo de injeção.

No Auto gás lift: Utiliza-se o gás produzido de uma outra zona do poço, acima do

intervalo produtor de óleo, neste caso não depende da alimentação externa de gás.

Componentes ( equipamentos ) utilizados no gás lift:

A) de sub superfície:

- cruzeta (limitador da coluna );

- seat niple (niple de assentamento);

- standing valve (válvula de pé);

- mandris com válvulas;

- packer;

- coluna de produção;

B) de superfìcie:

- A.N.;

- Bean;

- Intermitor/motor valve;

- Linha de gás;

- Estação de compressores (para comprimir o gás).

A cruzeta tem a função de limitar (impedir) a saída do interior da coluna para o revestimento,

de faca ou outros equipamentos e ferramentas de “wire-line”.

O niple de assentamento tem a função de alojar a standing valve.

O válvula de pé tem a função de auxiliar o “kick-off” (partida do poço de gás lift).


162

Os mandris são utilizados para alojar as válvulas do gás lift. Os tipos mais usados

são MM ou MG para completação simples e KBM ou KBMG para completação dupla.

Quando descidos no poço são numerados de cima para baixo como 1º, 2º, 3º mandril etc.

As válvulas se alojam nos mandris e sua função é dar passagem para os fluidos

apenas no sentido anular para a coluna. Podem ser de orifício (ex.: DKO ou RDO ), ou de

pressão (ex.: BK-1 ou R-20). Chamamos válvula operadora ou mandril operador, a válvula

instalada no último mandril da composição. Todos os demais acima dele, não atuam durante a

operação do poço. A função deles é atuar durante o “kick-off” do poço.

O “kick-off” ou partida: É efetuada após equipar e testar o poço. O anular e tubo

estarão cheios de fluido de amortecimento. Ao ser aberta a linha de gás conectada ao anular, a

pressão do gás vai expulsando o fluido contido no anular e o tubo à proporção que as válvulas

dos mandris vão se abrindo de cima para baixo, drenando todo o fluido da coluna até abrir a

válvula operadora (última). Neste estágio o poço entrará em funcionamento e todas as outras

válvulas acima já estarão fechadas por possuírem pressão de calibragem maior do que a

operadora.

O packer tem a função de isolar o espaço anular do intervalo produtor.

O bean ou válvula de agulha é utilizado para regular ou restringir o fluxo do poço

dando uma contra pressão. Pode ser instalado na A.N. ou na estação coletora.

O intermitor é instalado na linha de gás de um poço de gás lift intermitente, sua

função é regular automaticamente os intervalos e a duração da injeção de gás no poço.

A estação de compressores recebe o gás produzido das estações coletoras ou gás já

processado pela planta de gasolina natural e comprime o mesmo utilizando imensos

compressores.


163

BOMBEIO DE CAVIDADE PROGRESSIVA (B.C.P.)

É o metodo de elevação artificial que utiliza-se de uma bomba de cavidade progressiva

para bombear o óleo do poço para a superfície.

O principio do sistema é baseado num conjunto rotor-estator ou seja, na rotação de um

rotor, posicionado no nível diâmico do poço. O estator é descido na extremidae da coluna

de tubos e o rotor é descido acoplado a uma coluna de hastes (a mesma do BM). Na

superfíssie um motor elétrico com um redutor promove a rotação necessaria, para acionar

o motor. O sistema não necessita de válvulas. A vazão da bomba ( rotor + estator) é

diretamente proporcional à sua rotação.

São fornecida bombas que dão vazão maxima de 5 a 300m³/d com contra-pressão

máxima de 60 a 250 kg/cm², a depender do modelo e fabricante.

COMPONENTES (equipamentos) NECESSÁRIOS:

A) de sub-superfície:

- estator (parafuso helicoidal de rosca dupla);

- Rotor ( parafuso helicoidal de rosca simples);

- Pino limitador ( limita a passagem do rotor no estator);

- Coluna de haste;

- Sub's (frações) de haste;

- Coluna de produção (tubing);

- Crivo (opcional);

- Tubo de aterrisagem (opcional);

- Reduções para hastes.

B) DE SUPERFICIE:

- Cabeça de sustentação e acionamento (motor elétrico, redutor, polias, protetor e eixo);

- Cabo elétrico;

- Quadro de comando elétrico;


164

- Transformador;

- Adaptador B - 1;

- Tê de bombeio;

- Niple;

ORDEM DE DESCIDA (instalação) EM UM POÇO;

1) Âncora de gás (se for o caso);

2) Âncora de torque

3) Estator;

4) Tubos de produção (tubing);

5) Redução (se for o caso);

6) Donat.

COLUNA DE HASTES:

1) Rotor;

2) Redução

3) Hastes;

4) Sub's;

5) Tê de bombeio;

6) Niple;

7) Redução para o eixo;

8) Cabeça de sustentação e acionamento;

OBSERVAÇÕES COMPLEMENTÁRES BASEADO NA BOMBA GEREMIA:

- Dar o aperto ( torque) adequadro na coluna de produção, para evitar o desenroscamento

da mesma durante o bombeio (produção) e utilizar sempre tubos com rôsca EU, pois

suporta maior torque;


165

BOMBEIO CENTRÍFUGO SUBMERSO (B.C.S):

É o método de elevação artificial que utiliza uma bomba centrífuga de múltiplos

estágios acoplada a um motor elétrico, para bombear óleo do poço para a superfície.

É um método que só pode se utilizado em poços de alto nível dinâmico e produção

superior a 30 m3/d ou 315 BBL/d. Tem uma larga continuidade operacional, maior que dois

anos em média.

COMPONENTES E EQUIPAMENTOS DO MÉTODO:

A) DE SUB-SUPERFÍCIE:

- coluna de produção;

- válvula de retenção: utilizada um tubo acima da bomba, sua função é não deixar

o óleo retornar numa eventual parada. O retorno giraria a bomba em sentido

inverso podendo danificá-la;

- válvula de descarga: é usada logo acima da bomba, sua função é drenar o óleo

contido na coluna para o anular durante a retirada da coluna, evitando desta forma

o banho de óleo ou a parada da manobra para pistonear e secar a coluna;

- seção de entrada: é acoplado logo abaixo da bomba com a função de sucção (

admissão) nos poços onde não há presença de gás livre.; Substitui portanto o

separador;

- bomba: é do tipo centrífugo de múltiplos estágios, trabalha submersa no fluído

que se deseje produzir. Foram padronizadas as bombas de série 400 ( 4” OD OD p/

rev. de 51/2” ) e série 500 (5” OD p/ rev. de 7”). As vazões variam de 50 a 1.170

m³/d. Cada estágio é formado de um impelidor e um difusor;

- separador de gás: tem a função de separar o gás do óleo, já que o gás livre reduz

a eficiência do bombeio. Funciona com a sucção ( admissão) da bomba;

- protetor: tem múltiplas funções, vamos citar as principais:

A) fazer a conexão da bomba do motor ( eixos e carcaças );

B) selar (evitar) a entrada de fluído do poço para o interior do motor;

C) equalizar a pressão interna do motor com a pressão dos fluídos produzidos.

- motor elétrico: tem a função de movimentar a bomba. É trifásico, dipolo e

indutivo, tem várias potências. Foram padronizados os motores da série 450 ( 4,5”


166

OD p/ rev. de 51/2”) e série 540 ( 5,5” OD p/ rev. de 7”). Eles giram com 3.000

rpm com 50 ciclos e a 3.500 rpm com 60 ciclos.

- guia do motor: é descido acoplado ao motor tem a função de proteger o motor de

choques durante a descida ou retirada do poço;

- ânodo de sacrifício: é utilizado para prevenir a corrosão do equipamento. É

instalado na base do motor. Normalmente são fabricados em liga de alumínio.

- sensor de pressão e temperatura (psi): tem a função de tomar a pressão e a

temperatura e mandar estas informações a superfície através do próprio cabo

elétrico. É conectado ao motor;

- cabo elétrico: é um cabo trifásico que tem como isolante o polipropileno ou

etileno-polipropileno e como proteção aço galvanizado. Sua função é transmitir da

superfície até o motor a energia necessária para o funcionamento do mesmo;

- cabo chato: é o mesmo cabo anterior adaptado ( construído de forma achatada ),

para permitir o seu posicionamento ao lado do conjunto bomba-motor, que tem

diâmetro externo ( OD ) avantajado em relação ao diâmetro interno ( ID) do

revestimento de produção;

- Braçadeiras ( cintas): tem a função fixar ( prender) o cabo elétrico contra a

coluna;

- protetor de cabo: são peças de borracha que transpaçam ( abraçam ) o tubo e o

cabo centralizando em relação ao revestimento, evitando o arrasto do cabo contra o

revestimento, evitando o arrasto do cabo contra o revestimento. Recomenda-se o

seu uso em poços desviados;

- calhas: tem a função de proteger o cabo chato;

B) EQUIPAMENTOS DE SUPERFÍCIE:

- cunha: trata-se de uma cunha bi-partida especial para manobrar com o cabo

elétrico sem danificá-lo. Tem uma abertura que evita o esmagamento do cabo;

- alicates: são do tipo selador, esticador, e cortador. Tem a função de instalar e

desinstalar as braçadeiras;

- carretel: é a bobina onde armazena o cabo elétrico antes de descer no poço ou

durante a retirada;

- cavaletes: são o suporte para instalação na área do poço do carretel;


167

- polia de amortecimento: é instalada na torre da SPT, como as de companhias de

canhoneio. Tem a função de auxiliar a condução do cabo elétrico no sentido

carretel – poço ou vice-versa;

- caixa de junção: fica localizada entre a cabeça do poço e o quadro ( caixa ) de

comando. Tem a finalidade de ventilar o cabo elétrico, evitando que algum gás que

penetre no cabo, vá até o quadro de comando com risco de uma explosão;

- quadro de comando ( caixa de controle elétrico ): contém os relês, amperímetro

registrador etc. É dividida em duas partes: média tensão e baixa tensão;

- transformador: fica posicionado entre a rede elétrica e o quadro de comando. É

trifásico e imerso em óleo ( poços de terra ). Sua finalidade é transformar a tensão

da rede para a tensão do motor;

- cabeça de produção: para este tipo de bombeio é utilizada uma C.P. especial, a

tipo hercules da OCT/CBV;

- donat: é um suspensor também específico para C.P. hercules e para o B.C.S.

Alcunha a fração exposta do último tubo de produção e tem espaço próprio para a

passagem do cabo elétrico. Tem ainda uma borracha que promove o

engaxetamento.

ORDEM DE DESCIDA ( EQUIPAMENTO ) NO POÇO:

1) sensor de T. e P. ( se for o caso);

2) ânodo de sacrifício ( se for o caso);

3) motor com guia;

4) protetor;

5) seção de entrada ou separador;

6) bomba;

7) válvula de descarga;

8) um tubo de produção;

9) válvula de retenção;

10) tubos de produção;

11) donat.

Observações adicionais:


168

A) chamamos conjunto a todos os componentes de sub-superfície descidos ou

retirados do poço;

B) durante a montagem/ desmontagem do conjunto ( inclusive emendas dos cabos) a

equipe terá orientação direta do técnico do IP e da equipe BCS- Fabricante.

C) O IP também, providencia e solicita o transporte de todos os equipamentos

necessários.

D) É necessário portanto que o IP seja contactado antes da colocação da sonda no

poço, para programação das engrenagens ou providências devidas, além da

previsão da hora do início ou final da descida ou retirada para acompanhamento

por parte do técnico.

E) Ele acompanha também os teses e define a liberação da sonda do poço;

F) Elevar ou descer a coluna com conjunto com velocidade moderada para não

danificar o cabo elétrico;

G) A sonda deverá estar rigorosamente centralizada no poço;

H) Na retirada tomar cuidado para que as cintas cortadas não caiam no poço;

I) Um componente da equipe se encarregará de movimentar o carretel durante a

descida ou retirada da coluna;

J) A cabeça hercules não acopla BOP. Substitua a C.P por outra durante a

intervenção;

K) Em caso de arrasto ( drag ) ou sintoma de prisão, principalmente durante a retirada,

não forçar, contacte imediatamente com o IP ( pescaria ).


169

TABELAS

1. BALANCEAMENTO DE COLUNA DE HASTES COM BCP

Após eliminar a flambagem das hastes, elevar a coluna de hastes .

Nomenclatura da bomba Total a ser elevado em ( cm )

Código Petrobrás Código Medida do espaço Alongamento das Hastes Total a ser

Evi-Oil morto da bomba por pressão de bombeio elevado

T-20-01-080 14-GP-20 48 7 55

T-20-04-080 14-GP-30 47 8 55

T-25-10-080 14-GP-40 50 30 80

T-20-06-080 14-25-200 40 20 60

T-20-25-080 14-40-800 50 30 80

T-25-60-080 14-40-2100 50 50 100

T-20-01-100 18-GP-20 48 8 56

T-20-04-100 18-GP-30 47 8 55

T-25-10-100 18-GP-40 50 30 80

T-20-10-100 18-35-400 50 30 80

T-25-20-100 18-40-600 50 20 70

T-25-50-100 18-40-1500 50 50 100

T-25-40-120 24-40-1200 50 50 100

T-20-02-150 28-20-60 40 20 60

T-20-04-150 28-25-125 40 20 60

T-20-10-150 28-35-300 50 30 80

T-25-15-150 28-40-500 50 30 80

T-25-20-150 28-45-700 50 30 80

Tabela de Packers

Revest. Pêso Size

13,0 / 15,5 45 B

5 1/2" 15,5 / 20,0 45 A4

20,0 / 23,0 45 A2

7" 23,0 / 26,0 47 B4

26,0 / 29,0 47 B2


170

Tabela de Brocas

Size Pêso Clearence Size

Revest. Lb / pé Broca

13,0 0,294 4 3/4"

14,0 0,262 4 3/4"

5 1/2" 15,5 0,200 4 3/4"

17,0 0,142 4 3/4"

20,0 0,153 4 5/8"

23,0 0,170 4 1/2"

17,0 0,288 6 1/4"

20,0 0,206 6 1/4"

23,0 0,116 6 1/4"

7" 26,0 0,151 6 1/8"

29,0 0,184 6"

32,0 0,094 6"

35,0 0,129 5 7/8"

38,0 0,170 5 3/4"

29,3 0,313 8 3/4"

32,3 0,251 8 3/4"

36,0 0,171 8 3/4"

9 5/8" 40,0 0,210 8 5/8"

43,0 0,130 8 5/8"

47,0 0,181 8 1/2"

53,5 0,160 8 3/6"

Tabela para corte de revestimento

Revest. Equipamento Altura/corte

5 1/2" Cabeça de prod. s/ adaptador 4 1/2"

7" Cabeça de prod. s/ adaptador 5 1/2"

9 5/8" Cabeça de prod. s/ adaptador 6 1/2"

5 1/2" Cabeça de prod. c/ adaptador 8 1/2"

Ä 4 - 2.000 x 3.000 psi


A 4 - 5.000 psi

7" Cabeça de prod. c/ adaptador 9 1/2"

A 4 - 2.000 x 3.000 psi

7" Cabeça de prod. c/ adaptador 10 1/2"

A 4 - 5.000 psi


A 4 - 2.000 x 3.000 psi


A 4 - 5.000 psi

5 1/2" Adaptador A-1 todas psi 4 1/2"

7" Adaptador A-1 todas psi 5 1/2"

9 5/8" Adaptador A-1 todas psi 6 1/2"


171

Relação de flanges de Cabeça de produção

Size Pressão Diam. Espess. Nº Dimensão Anel

Pol, PSI Pol. Pol. Paraf. pol.x pol.

7 1/6" x 1.000 12" 1 15/16" 12 7/8"x 6 1/4' R-45

7 1/16"x 2.000 14" 2 3/16" 12 1" x 7' R-45

7 1/16"x 3.000 15" 2 1/2" 12 1 1/8"x 8' R-45

7 1/16"x 5.000 15 1/2" 3 5/8" 12 1 3/8"x 10 3/4' R-46

9" x 1.000 15 1/2" 2 3/16" 12 1" x 7' R-49

9" x 2.000 16 1/2" 2 1/2" 12 1 1/8"x 8' R-49

9" x 3.000 18 1/2" 2 13/16" 12 1 3/8"x 9' R-49

9" x 5.000 19" 4 1/16" 12 1 5/8" x 12' R-50

11"x 1.000 17 1/2" 2 7/16" 16 1 1/8"x 7 3/4' R-53

11"x 2.000 20" 2 3/16" 16 1 1/4" x 8 3/4' R-53

11"x 3.000 21 1/2" 3 1/16" 16 1 3/8"x 9 1/2' R-53

11"x 5.000 23" 4 11/16" 12 1 7/8"x 13 3/4' R-54

11"x 10.000 20 3/4" 5 11/16" 12 2 15"x 5/8' R-91

13 5/8"x 1.000 20 1/2" 2 9/16" 16 1 1/4"x 8 1/2" R-57

13 5/8"x 2.000 22" 2 13/16" 20 1 1/4"x 9' R-57

13 5/8"x 3.000 24" 3 7/16" 20 1 3/8"x 10 1/4" R-57

13 5/8"x 5.000 26 1/2" 4 7/16" 16 1 5/8"x 12 1/2' BX-160

13 5/8"x 10.000 30 1/4" 6 5/8" 20 1 7/8"X 17 1/4" BX-159

16 3/4"x 2.000 27" 3 5/16" 20 1 1/2"x 10 1/4' R-63

16 3/4"x 3.000 27 3/4" 3 15/16" 20 1 5/8"X 11 3/4' R-66

16 3/4"x 5.000 30 3/8" 5 1/8" 16 1 7/8"x 14 1/2" BX-162

16 3/4"x 10.000 34 5/16" 6 5/8" 24 1 7/8"x 17 1/4" BX-162

21 1/4"x 2.000 32" 3 7/8" 24 1 5/8"x 11 3/4' R-73

21 1/4"x 3.000 33 3/4" 4 3/4" 20 2"x 14 1/2' R-74

21 1/4"x 5.000 39" 7 1/8" 24 2"x 18 3/4' BX-165

21 1/4"x 10.000 45" 9 1/2" 24 2 1/2"x 24 1/2' BX-166


172

Tabela de densidade e pressão

Grau Densidade Gradiente Flutuação

API Lb / gal lb / pé³ Psi/pé

P 50 6,499 48,62 0,336 0,900

E 45 6,683 49,99 0,347 0,897

T 40 6,878 51,45 0,357 0,894

R 35 7,085 53,00 0,368 0,891

O 30 7,304 54,64 0,379 0,888

L 25 7,537 56,38 0,391 0,884

E agua 8,337 62,36 0,433 0,872

O 8,600 64,33 0,466 0,868

8,800 65,82 0,457 0,865

9,000 67,32 0,467 0,862

9,200 68,82 0,477 0,859

9,400 70,31 0,488 0,856

9,600 71,81 0,498 0,852

9,800 73,30 0,509 0,849

10,000 74,80 0,519 0,846

10.200 76.30 0,529 0,843

10.400 77.79 0,540 0,840

10.600 79,29 0,561 0,834

11.000 82,28 0,571 0,831

NU EU 11.200 83,78 0,581 0,828

2 3/8" 4,6 4,7 11.400 85,27 0,592 0,825

11.600 86,77 0,602 0,822

2 7/8" 6,4 6,5 11.800 88,27 0,612 0,819

12.000 89,76 0,623 0,816

3 1/2" 9,2 9,3 13.000 97,24 0,675 0,800

14.000 104,72 0,727 0,785

Com esta tabela podemos calcular:

Pressão hidrostática = Prof.(pé) x gradiente de pressão(psi/pé)

Pêso da coluna na catarina, com poço cheio de fluido .

Comp. da coluna (pés) x pêso específico (lb / pé) x flutuação


173

Capacidades e Alturas

Revest. Pêso/pé Tubo Revest. Anular Anular+tubo CA /

pol. lb / ft pol. BPM - MPB BPM - MPB BPM - MPB CT

14.0 0,080 - 12,49 0,062 - 16,13 0,075 - 13,39 4,9

15.5 0,078 - 12,81 0,060 - 16,66 0,073 - 13,75 4,7

17.0 2 3/8" 0,076 - 13,14 0,058 - 17,12 0,071 - 14,06 4,6

5 1/2" 20.0 0,073 - 13,73 0,055 - 18,25 0,068 - 14,77 4,3

14.0 0,054 - 18,58 0,073 - 13,73 2,8

15.5 2 7/8" 0,052 - 19,29 0,071 - 14,12 2,7

17.0 0,050 - 20,05 0,069 - 14,52 2,6

20.0 0,046 - 21,62 0,065 - 15,38 2,4

20.0 0,133 - 7,53 0,115 - 8,71 0,128 - 7,84 9,1

23.0 2 3/8" 0,129 - 7,74 0,111 - 8,99 0,124 - 8,07 8,7

26.0 0,126 - 7,96 0,108 - 9,30 0,120 - 8,29 8,5

7" 29.0 0,122 - 8,22 0,104 - 9,61 0,117 - 8,57 8,2

20.0 0,107 - 9,38 0,126 - 7,96 5,7

23.0 2 7/8" 0,103 - 9,74 0,122 - 8,22 5,5

26.0 0,099 - 10,09 0,118 - 8,47 5,2

29.0 0,095 - 10,47 0,114 - 8,77 5,0

36.0 0,254 - 3,95 0,236 - 4,24 0,248 - 4,03 18,6

40.0 2 3/8" 0,249 - 4,02 0,231 - 4,34 0,243 - 4,11 18,2

43.5 0,244 - 4,09 0,226 - 4,42 0,239 - 4,18 17,8

9 5/8" 47.0 0,240 - 4,16 0,222 - 4,50 0,235 - 4,26 17,5

36.0 0,227 - 4,40 0,246 - 4,06 12,0

40.0 2 7/8" 0,222 - 4,50 0,241 - 4,14 11,7

43.5 0,218 - 4,59 0,237 - 4,22 11,5

47.0 0,214 - 4,67 0,233 - 4,29 11,3

2 3/8" OD: 0,0127 BPM / 78,74 MPB 3 1/2" OD: 0,0286 " / 34,99

2 7/8" OD: 0,0190 " / 52,63 " 3 1/2" IF OD: 0,0280 BPM / 35,71

Comandos mais usados pelas SPTs

Size Rosca I.D. O.D. Pêso lb/pé Pêso unit.

2 3/8" IF 1 1/2" 3 1/2" 26.7 801 lbs

2 3/8" WO 1 3/4" 3 1/2' 24,5 735 lbs

2 7/8" IF 1 3/4' 4 1/8" 37,2 1.116 lbs

2 7/8 " WO 2" 4 1/8" 34,7 1.041 lbs

3 1/2" Reg. 1 1/2" 4 3/4" 54,3 1.629 lbs

3 1/2" IF 1 3/4" 4 3/4" 52,1 1.564 lbs

Especificação de coluna ( IF )

2 3/8" IF 6,65 lb / pé 9,89 kg / m

2 7/8" IF 8,85 lb / pé 10,19 kg / m

3 1/2" IF 8,35 lb / pé 12,42 kg / m


174

Diâmetro de elevadores para tubos de produção

NU EU

2 3/8" topo - 2 15/32 = 62,74 2 3/8" topo 2 11/16" = 68,33

base - " = " base 2 15/32" = 62,74

2 7/8" topo - 2 31/32 = 75,44 2 7/8" topo 3 3/16" = 81,03

base - " = " base 2 31/32" = 75,44

3 1/2" topo - 3 19/32 = 91,19 3 1/2" topo 3 27/32" = 97,54

base - " = " base 3 19/32" = 91,19

Cálculo de Slack-off ( cm )

Pêso sobre Profundidade 2 3/8' 2 7/8" 3 1/2"

Packer / lb ( m )

150 2,9 1,9 1,3

6.000 200 3,9 2,6 1,7

250 4,9 3,2 2,1

300 5,8 3,9 2,5

400 9,1 6,1 4,0

7.000 600 13,6 9,1 5,9

800 18,2 12,1 7,9

1.000 22,7 15,2 9,9

1.200 31,2 20,8 13,6

1.400 36,4 24,3 15,9

1.600 41,6 27,7 18,1

1.800 46,8 31,2 20,4

8.000 2.000 52,0 34,7 22,7

2.200 57,2 38,1 24,9

2.400 62,4 41,6 27,2

2.600 67,6 45,1 29,5

2.800 72,8 48,5 31,7

3.000 78,0 52,0 34,0

Para se calcular o Slack-off, o comprimento em ( cm ) é :

Comprimento da coluna ( m ) x 3,28 x P. x C. : 1.000,000

P = Pêso que se deseja colocar sobre o packer ( lbs )

2 3/8" 2 7/8" 3 1/2"

C = 0,99 0,66 0,43


175

Caracteristicas de Tubings

Diâmetro Grau Pêso Diâmetro Drift Conexão Colapso Pressão Tração Capacidade Diâmetro

ext. pol. do aço lb / pé int. pol. pol. psi int. psi lb BPM nominal

4,6 1,995 1,901 NU 8100 7700 49450 0,0127 2"

2 3/8" J-55 4,7 1,995 1,901 EU 8100 7700 71730 0,0127 2"

4,6 1,995 1,901 NU 11780 11200 71930 0,0127 2"

N-80 4,7 1,995 1,901 EU 11780 11200 104340 0,0127 2"

6,4 2,441 2,347 NU 7680 7260 72580 0,0190 2 1/2"

2 7/8" J-55 6,5 2,441 2,347 EU 7680 7260 99660 0,0190 2 1/2"

6,4 2,441 2,347 NU 11170 10570 105570 0,0190 2 1/2"

N-80 6,5 2,441 2,347 EU 11170 10570 144960 0,0190 2 1/2"

9,2 2,992 2,867 NU 7400 6980 109370 0,0286 3"

3 1/2" J-55 9,3 2,992 2,867 EU 7400 6980 142460 0,0286 3"

9,2 2,992 2,867 NU 10530 10160 159090 0,0286 3"

N-80 9,3 2,992 2,867 EU 10530 10160 207270 0,0286 3"


176

Tabela de Conversão - 1

Volume em peso

Galões de HCL a 33% : 1.000 x 4,420 = toneladas


Galões de HCL a 7,5% : 1.000 x 3,927 = toneladas


Galões de HCL agua : 1.000 x 3,785 = toneladas

Galões de diesel : 1.000 x 3,085 = toneladas

Barris de agua : 1.000 x 158,98 = toneladas

Barris de diesel x 0,12957 = toneladas

Sacos de Cimento x 20 = toneladas

Volume em volumes

Galões de agua : 1.000 x 3,785 = metros cúbicos

Barris de agua x 0,15898 = metros cubicos

Ucar pac's ou areia ( 100 lbs ) : 100 x 2,83 = metros cúbicos

Ucar pac's ou areia ( 50 lbs ) : 100 x 1,415 = metros cúbicos

Sacos de areia ( 50 kg ) : 100 x 3,12 = metros cúbicos

Sacos de cimento : 100 x 3,321 = metros cubicos

Metros cúbicos de cimento x 30,111 = sacos de cimento

Metros cúbicos x 264,17 = galões

Metro cúbico x 6,2897 = barris

Metro cúbico x 35,314 = pés cubicos

Barris x 5,6147 = pés cúbicos

Barris x 42 = galões

Galões x 3,785 = litros

Galões : 1.000 x 3,785 = metros cúbicos

Galões : 100 x 2,381 = barris

Litros x 0,26717 = galões

Pés cúbicos : 100 x 2,8315 = metros cúbicos

Pés cúbicos x 28,315 = litros

Pés cúbicos x 0,1781 = barris

Pés cúbicos x 7,4805 = galões


177

Tabela de conversão - 2

Pêso em peso

Libras x 0,45359 = quilograma

Quilograma x 2,2046 = libras

Libras de areia ou Ucar's : 1.000 x 0,4536 = tonelada

Pressão em pressão

Quilograma / cm² x 14,22 = libra / pol.² ( psi )

Libra / pol.² ( psi ) : 100 x 7,031 = Kg / cm²

Vazão em vazão

Barrris / minuto x 0,15898 = metros cubicos / minuto

Barris / minuto x 228,94 = metros cubicos / dia

Galões / minuto x 5,451 = metros cubicos / dia

Metros cubicos / minutos x 6,2897 = barris / minutos

Metros cubicos / dia x 0,18345 = galões / minutos

Metros cubicos / dia : 1.000 x 4,36679 = barris / minuto

Pêso especifico

Libra / galão x 0,1198 = grama / cm³ ( S.G. )

Libra / galão x 7,4805 = libras / pé cubico

Libra / pé cubico : 100 x 1,6018 = grama / cm³ ( S.G. )

Libra / pé cubico x 0,1337 = libra / galão

G / cm³ ( S.G. ) x 62,428 = libra / pé cúbico

G / cm³ ( S.G. ) x 8,3454 = libras / galão

Salinidade

Parte por milhões ( PPM ) : 10.000 = percentagem ( % )

Percentagem ( % ) x 10.000 = PPM

mg / 1 x 0,3505 = lbs / 1.000 bbl

mg / 1 : ( S.G.) = BPM


178

POÇOS EQUIPADOS COM TUBOS EM FIBRA DE VIDRO

Poço injetor de água; completação simples; revestimento 5 ½” 13 – 20 lb/pé

Arvore de natal simples roscada 2000 psi x 3” LP

Adaptador A-1 2000 psi 7 1/16” x 3” LP

Cabeça de produção T-16 2000 psi x 7 1/16”

Suspensor T-16-T 7 1/16 x 2 7/8” EU

Tubo curto em fibra de vidro 2 7/8” EU pin – pin x 2 pés

Tubos em fibra de vidro 2 7/8” EU cx-pin x 30 pés

Redução cx 2 7/8” EU x 2 3/8” EU com pintura interna em epóxi

Conector On-Off Lynes OD 3,88” 2 3/8” EU com pintura interna em epóxi

Tubo curto 2 3/8” EU cx-pin 4 pés com pintura interna em epóxi

Packer FH 45 ID 1,995” 2 3/8” EU com pintura interna em epóxi

Seating nipple cx-pin 2 3/8” EU com standing valve 2”

Redução cx 2 3/8” EU x 2 7/8” EU com pintura interna em epóxi

Tubo em fibra de vidro 2 7/8” EU cx-pin 30 pés

Boca de sino 2 7/8” EU

POÇO INJETOR DE ÁGUA; COMPLETAÇÃO SIMPLES; REVESTIMENTO 7” 20 –

26 LB/PÉ

Arvore de natal simples roscada 2000 psi x 3” LP

Adaptador A-1 2000 psi 7 1/16” x 3” LP

Cabeça de produção T-16 2000 psi x 7 1/16”

Suspensor T-16-T 7 1/16” x 2 7/8” EU

Tubo curto em fibra de vidro 2 7/8” EU pin-pin 2 pés

Tubos em fibra de vidro 2 7/8” EU cx-pin 30 pés

Informes tecnicos

Pressão interna- 2.750 psi

Pressão de colapso- 3.000 psi

Tração permanente – 25.000 lbs

Tração momentânea- 50.000 lbs

Torque – 185 lb/pé

Profundidade máxima- 1.310 metros


179

Conector On-Off Lynes OD 4,63 2 7/8” EU com pintura interna em epóxi

Tubo curto 2 7/8” EU cx-pin 4 pés com pintura interna em epóxi

Packer FH 47 ID 2,416” 2 7/8” EU com pintura interna em epóxi

Seating nipple cx-pin 2 7/8”EU com standing valve 2”

Tubo em fibra de vidro 2 7/8” EU cx-pin 30 pés


Material para instalação dos tubos em fibra

Elevador TA 3 ½” NU

Cunha ( com mordentes gastos )

Chaves de cinta RIDGID 5

Graxa lubrificante Jet Lube TF-15

Escova em aço

Saponáceo em pó

POÇOS EQUIPADOS PARA GÁS E OLÉO DUPLO

COLUNA LONGA

Suspensor TC 7 1/16” x 2 3/8” EU com sede BPV 2”

Tubos 2 3/8” EU N-80 com luva rebaixada

Redução 2 3/8” EU x 2 3/8” NU

Tubo 2 3/8” NU J-55 com luva rebaixada

Packer duplo hid. GT com receptáculo selante de 10 pés 2 3/8” NU x 2,68 e cabeça guia-47

Redução 2 3/8” NU x 2 3/8” EU

Tubos 2 3/8” EU N-80 com luvas rebaixadas

Sliding Sleeve 2 3/8” EU x 1,87”

Redução 2 3/8” EU x 2 7/8” DSSHT

Arvoré de natal dupla flangeada

2 1/16” x 2 1/16” – 5.000 psi com valv.

Gaveta e HI-LO

Adaptador

AD 7 1/16”x 2 1/16” – 5.000 psi

Cabeça de produção TC-60

11” x 7 1/16” - 5.000 psi

Obs: Ao descer a coluna longa , vai na

cauda do packer mod –GT

equipamentos , pertencentes à

coluna curta .


180

Locator Tubing Seal GBH 22-80-32 2 7/8” DSSHT com espaçadores selante com 10 pés .

Packer Permanente DB 84-32 4.094”

Extenção Selante 80-32 4.094 com 10 pés

Redução 4.094 x 2 3/8” EU

Tubo 2 3/8” EU N-80 com luvas rebaixadas

Landing Nipple D 1,81 x 2 3/8” EU

Tubo curto 2 3/8” EU x 12 pés

Seatting nipple “A” 1.437 x 2 3/8” EU

Standing Valve 1 ½”

Tubo curto 2 3/8” EU x 8 pés

Hidro-Trip 2 3/8” EU com 8 pinos


POÇOS EQUIPADOS PARA GÁS E OLÉO DUPLO

COLUNA CURTA

Suspensor TC-60 7 1/16” x 2 3/8” EU com sede para BPV 2”

Tubos 2 3/8” EU N-80 com luvas rebaixadas

Slinding Sleeve 1.87 x 2 3/8” EU

Redução 2 3/8” EU x 2 3/8” NU

Snap Latch S 2,68 x 2 3/8” NU com 10 pés

Abaixo do Packer GT

Tubo curto 2 3/8” NU x 4 pés

Seatting nipple “A” 1.81 x 2 3/8” NU

Standing valve 2”

Tubo curto 2 3/8” NU x 2 pés

Boca de sino 2 3/8” NU


181

LAY OUT DOS POÇOS SOB PLATAFORMAS FIXAS

Existem duas concepções básicas para as plataformas fixas da E 7 P-BC; na primeira,

os poços perfurados e completados por uma Sonda Modulada (SM), instalada sobre a jaqueta

de produção (plataformas de Namorado 1 & 2, Cherne 1&2, Enchova, Pampo e alguns poços

de Garoupa). Na segunda, os poços foram pré perfurados em um template por uma sonda

Semi-Submersível (SS) ou por uma plataforma Auto-elevável (PA), foi lançada uma jaquet

sobre o template, instalada uma Sonda de Produção Marítima (SPM), efetuado o "Tie-Baack"

desde o fundo do mar até a superfície e posteriormente completados os poços (Plataformas do

Pólo NE - Vermelho 1, 1 & 3, Carapeba 1,2 & 3 e Pargo - e os primeiros poços perfurados em

Garoupa.

Nos poços perfurados pelas SM's, procede-se como a seguir: a fase de superfície, o

condutor de 30", é cravado com bate estaca, diretamente no solo marinho.

Logo após é perfurada a fase de 17 1/2" e descido o revestimento de 13 3/8", podendo ser

cimentado até a superfície ou não. É então instalada a cabeça de revestimento intermediária.

A próxima fase é perfurada com broca de 12 1/4" e o revestimento descido é de 9 5/8".

É então instalada a cabeça de produção.

Eventualmente, para poços mais profundos ou para aqueles que atravessam Formações

com Pest muito diferentes, pode haver a necessidade de se perfurar mais normalmente uma

fase, com broca de 8 1/2", quando é descido um revestimento de 7", que normalmente não

vem até a superfície (chamado liner), sendo ancorado e cimentado na base do revestimento de

9 5/8".

Existem ainda casos onde ainda se perfura uma fase com broca de 6 1/8", descendo

descendo-se um liner de 5".

Quando uma PA é utilizada, um template (gabarito) é colocado no leito marinho, e a

seqüência operacional é semelhante à uma SM, tanto para a descida de revestimento quanto

para as cabeças de perfuração. O BOP também fica na superfície. A diferença básica é que

utiliza-se um sistema que permite desconectar do fundo do mar até a superfície os

revestimentos, possibilitando então a retirada da PA da locação para o posterior lançamento

da jaqueta de produção.


182

Após o lançamento da jaqueta e a montagem da SPM, os revestimentos dos poços são

prolongados até a superfície, operação conhecida por "Tie Back", para a instalação da cabeça

de poço (carretéis de revestimentos e cabeça de produção) de superfície definitiva.

Para os poços perfurados por SS, também utiliza-se um template colocado no leito

marinho.

O fundo do oceano é então jateado, e o condutor de 30" "enterrado". Fura-se a fase

seguinte com broca de 26" , com retorno dos cascalhos direto para o mar, descendo a seguir o

revestimento de 20", que tem acoplado à sua extremidade superior uma cabeça de poço

submarina. Este revestimento é totalmente cimentado. A seguir é descido o BOP (Blow Out

Preventer) submarino, que é aclopado à cabeça de poço. As fases seguintes são perfuradas do

mesmo modo e na mesma seqüência relatada acima para os poços perfurados por SM's e PA's.

A diferença é que todos os revestimentos são descidos e acoplados no interior da

cabeça de poço, no fundo do mar.


183

LET DOWN DA SONDA DE PERFURAÇÃO

É a diferença em metros da altura da mesa rotativa da sonda de perfuração com

a altura da boca do ante-poço em relação ao nível do mar.

Ex: Altura da mesa rotativa em relação ao nível do mar do prospecto do poço = 244 m

Altura da boca do ante-poço em relação ao nível do mar = 239 m

Let down de perfuração = 5 m.

LET DOWN DE OPERAÇÃO DA SONDA DE COMPLETAÇÃO

É a diferença em metros da altura do let down da sonda de perfuração e da

altura das cunhas hidráulica da sonda de completação em relação a base do ante-poço.

Ex: Altura do let down da sonda de perfuração = 5 m

Altura da plataforma de trabalho da sonda de completação (cunha) = 3,6 m

Let down de operação = 1,4 m.

O objetivo é trazer o PONTO ZERO de profundidade do poço para a mesa

rotativa da sonda de perfuração ou para as cunhas hidráulica da sonda de

completação, alcançando-se assim com precisão, as profundidades solicitadas nos

programas de perfuração ou de posicionamento de equipamentos nas sondas de

completação nas suas operações especiais.

LET DOWN DE PRODUÇÃO DA SONDA DE COMPLETAÇÃO/LIMPEZA

É a diferença em metros da altura do let down de perfuração e da altura do

flange da cabeça de produção em relação a boca do ante-poço.

Ex: Ex: Altura do let down da sonda de perfuração = 5 m

Altura do flange da cabeça de produção até a boca do ante-poço = 0,8 m

Let down de produção = 4,2 m.


184

O objetivo da medida do let dow na preparação de uma composição para

equipar um poço para produção, é trazer o PONTO ZERO para a base do ante-poço

PROSPECTO DE PERFURAÇÃO E LITOLOGIA DO POÇO


185


186

Universidade Corporativa - UN-BA

AVALIAÇÃO DO APRENDIZADO DO CURSO DE COMPLETAÇÃO DE POÇOS

Instrutor : Raymundo Jorge de S.Mançú - Supervisor de Elevação

Tel:823-6907 / 6910 Chave : WSCG

Cel: (75) - 9971 - 7922 - UN-BA / ATP-N / OP-BA

QUESTIONÁRIO (Avaliação de Participação = 2 pontos)

(Curso de Completação/Operações Especiais/Fluidos/Equip.Sup. e Sub-Sup/Let Down )

1º) Defina Completação de poço?

R:_________________________________________________________________________

___________________________________________________________________________

___________________________________________________________________________

___________________________________________________________________________.

2º) Quais os Tipos de Completação quanto a Posição da Cabeça de Produção, ao tipo de

revestimento e ao nº de zonas explotadas?

R: Quanto ao Posicionamento da Cabeça de Produção podem ser: _____________________ e

__________________________.

Quanto ao Revestimento podem ser: ____________________ , _____________________e

__________________________.

Quanto ao nº de zonas explotadas podem ser:___________________ , ______________ou

__________________________.

3º) Quais as Seis Fases de Uma Completação de Um Poço?

R: __________________________________ , _________________________________ ,

___________________________________, ___________________________________ ,

___________________________________ , __________________________________.


187

4º) Defina Operações de Investimento e Manutenção?

R : Investimento -

__________________________________________________________________________

_________________________________________________________________________.

Manutenção -

___________________________________________________________________________

__________________________________________________________________________.

5º) Cite quais são as operações em Poços, de Investimento e de Manutenção?

R = Operações de Investimento :

______________________,___________________________e________________________.

Operações de Manutenção : ________________________ , ______________________ ,

_______________________ , _______________________ , __________________________

, ____________________ , _____________________.

6º) Defina com suas palavras os seguintes Tipos de Operações em Poços ?

- Recompletação

=_____________________________________________________________________

- Avaliação =

______________________________________________________________________

- Restauração =

______________________________________________________________________

- Estimulação =

______________________________________________________________________


188

- Mudança de Método de elevação =

_____________________________________________________________________

- Limpeza =

_____________________________________________________________________

- Abandono de Poço Definitivo =

_____________________________________________________________________

- Abandono de Poço Provisório =

_____________________________________________________________________

7º) Quais os tipos de Operações Especiais executadas em poços, solicitadas nas Operações de

Investimento e de Manutenção ?

R : _______________________ , ______________________ , _______________________ ,

_______________________ , ________________________ , ________________________,

________________________ , _______________________ e ______________________ .

8º) Para que serve o Fluído de Completação ?

R:_________________________________________________________________________

___________________________________________________________________________

9º) Cite algumas funções ou Características do fluído de Completação?

R:_________________________________________________________________________

___________________________________________________________________________


189

10º) Quais os cuidados no preparo e conservação do Fluído de Completação?

R:_________________________________________________________________________

___________________________________________________________________________

___________________________________________________________________________

___________________________________________________________________________

11º) O que é o “Overbalance” da Pressão Hidrostática calculada? E quais as classes de

pressão do Overbalance para Poços Maduros e Poços Pioneiros ?

R :_________________________________________________________________________

___________________________________________________________________________

Para Poços Maduros=______________ kgf / cm²

Para Poços Pioneiros=______________ kgf / cm²

12º) Cite alguns tipos de Fluídos mais Utilizados na Completação?

R :

___________________________________________________________________________

___________________________________________________________________________

___________________________________________________________________________

13º) Defina Peso específico do Fluído e quais as unidades de peso e volume mais utilizados?

R : PE = Peso = ______________________________________________________

Volume ______________________________________________________

Unidades : a) _______ / _______ b ) ________ / _________


190

14º) Qual a diferença entre Peso e Peso específico ?

R : Peso - ___________________________________________________________________

__________________________________________________________________________.

Peso Específico - _________________________________________________________

__________________________________________________________________________.

15º) Defina densidade de um Fluído? e Qual a densidade da Água ?

R :

_________________________________

___________________________________________________________________________

Densidade da Água é Igual a ______________________________ .

16º) Por que devemos saber o peso específico das substâncias, especialmente os dos Fluídos

de Completação?

R:_________________________________________________________________________

__________________________________________________________________________.

17º) Defina Pressão Hidrostática?

R:_________________________________________________________________________

___________________________________________________________________________

18º) A pressão Hidrostática independe do _____________________________ , sendo função

exclusivamente do seu ___________________________________(peso e área) e da altura da

______________________________________. E qual a unidade de pressão mais utilizada na

Petrobras______________________________ .

R :d = P.E (Fluído Qualquer)

PE . ( Água destilada ( 62,4 Lb/pe3)


191

19º) Quais as fórmulas para calcular a pressão hidrostática e o peso específico do fluído

necessário para amortecer o Poço?

PH = a x b x c a = ______________________________

b = ______________________________ lb / pe³

c = ______________________________ m .

PE = a x b a = ______________________________

c b = ______________________________ Psi (lb / pol²)

c = ______________________________ m .

20º) Qual a Fórmula para calcular a pressão de 01 barril de um determinado Fluído no espaço

anular?

P = a x b a = __________ lb / pe3

c b = ______________ m / bbl .

c = _____________________ .

21º) A estação de Lama enviou 02 carretas de fluído de amortecimento (água adensada) para

um poço pioneiro , com PE=73,7 lbs/pe3 ( medida na SPT), segundo o programa de

completação / limpeza a pressão estática ( pe ) ou pr é igual a 155 kgf/m2 a uma

profundidade de 1350 m (zona aberta ) .

Rev = 5 ½” x 14 lb/pé e col 2 3/8 EU.,

( 0,062 bbl/m e 16,13m/bbl ) p/anular ).

Pergunta-se :


192

a) Qual a pressão hidrostática de uma coluna de produção de 1350m (H) de fluído, com peso

específico =73,7lbs / pe³ (fator =0,023)

(1kgf/cm²=14,22 psi)

b) Podemos utilizar este fluído para amortecer o Poço? Por que?

c) Qual a pressão do fluído para amortecer este poço com segurança?

Pe + 20kg / cm² (overbalance) = __________________________________ kgf/cm²

d) Qual o peso específico ideal para amortecer este poço com Pe=155 kgf /cm² + 20 kgf/cm2

(overbalance). (Fator = 43,48) (1 kgf / cm2 = 14,22 psi)

22º) Qual o Objetivo do Let Down de Perfuração?

R : ________________________________________________________________________

___________________________________________________________________________

23º) Calcule o Let Down da Sonda de perfuração,o Let down de Operação e de Produção da

Sonda de Completação? (Sendo BAP = 203 m , MR = 208 m , Alt. da Cunha = 3 m e alt. do

Flange da Cabeça de Produção igual a 0,70 cm).

PH = 0,023 x PE (lbs / pe³) x H (m) =____________ psi: ÷ 14,22 = _____________ kgf / cm²

PE = 43,48 x PH ( psi) = ________________ lb / pe³

H (m)


193

Let Down de Sonda de Perfuração = alt.da MR ( m ) - alt.do BAP ( m) ( em relação ao nível

do mar)

R:___________________________m.

Let Down de Operação da Sonda de Completação = Let Down de Perfuração ( m) –

( alt.da Cunha de Tubos - BAP)

R:___________________________m.

Let Down de Produção = Let Down da Sonda de Perfuração (m) - (alt . do flange da cabeça

de produção em relação ad BAP).

R:___________________________m.

24º) Quais os tipos de equipamentos de Superfície: Cabeça de Revestimento, Adaptadores,

Cabeça de Produção, Suspensores e Árvore de Natal que você conhece?

R:_________________________________________________________________________

___________________________________________________________________________

__________________________________________________________________________.

25º) Quais os tipos de equipamentos de fundo ( subsuperfície) que você conhece, mais

utilizadas para operar e completar Poços ?

R:_________________________________________________________________________

___________________________________________________________________________

___________________________________________________________________________.

26º) Qual a função do Packer e da Válvula DHSV na Coluna de Produção?

R : Packer - ________________________________________________________________

_________________________________________________________________________.

Válvula DHSV - _____________________________________________________________

__________________________________________________________________________.


194

REFERÊNCIAS BIBLIOGRAFICAS:

- THOMAS.José Eduardo, organizador. Fundamentos de Engenharia de Petróleo.-

Rio de Janeiro: Editora Interciência: Petrobras, 2001 – Universidade Corporativa da

Petrobras.

- CALMETO, João C.N.; Quiroga, Marcelo H.V.: “Completação de Poços”,

Apostola E&P-BC.

- Apostila de Fundamentos de Completação, Restauração e Estimulação de Poços –

Engº José Luiz de Paula – 2002.

- Apostila de Completação de Poços – Engº Paulo Ramandiê Ferreira Set – 1993.

- Apostila de Equipamentos de Poços – Engº Carlos Francisco Sales de Souza- 2002

- Apostila de Técnicas de Canhoneio em Poços de Petróleo – Engºs Luiz Carlos B.

Bianco e Ronaldo Vivente – 2002.

- Apostila Canhoneio- Eng João C. B. Campos;

- Apostila Perfilagem de Produção- Eng Sylvia T. B. de Oliveira, Eng Fernando R.

de Menezes;

- Apostila Acidificação- Eng João C. B. Campos;

- Apostila Teste de Formação- Eng Admar J. de F. Machado, Eng Eládio M.

Lima;

- Manual de Instalação e Serviço das Bombas BCP’S;

- Apostilas de Elevação de Petróleo – BM/BCP/BCS - Supervisor de Elevação-UN-

BA - Raimundo Jorge de S. Mançú - 2002;

- Apostila Fluídos de Completação- Eng Maximino J. de B. Ribeiro, Eng Zadson

de A Franco;

- Apostila Equipamentos de Superfície- Eduardo C. Moreira, Eng Ney T. ª

Machado;

- Catálogo de Baker Oil Tools

curso de completaÇÃo de poÇos

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