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Fundamentos de Petróleo

O petróleo

• Histórico:

– Utilizado por civilizações antigas – Era obtido de exsudações – Exploração comercial nos EUA (substituição do óleo de baleia) – Evolução da perfuração de poços (percursiva -> rotativa) – Evolução dos materiais (brocas), das técnicas e projetos dos poços – Evolução das estruturas marítimas (exploração offshore) – Geopolítica do petróleo – Importância na sociedade atual

• No Brasil:

– Gotejamento de óleo em Lobato-BA (1859) – 1º poço perfurado em Bofete-SP (1891) – Criação do Serviço Geológico e Mineralógico do Brasil (1919) – 1º campo comercial: Candeias-BA (1941) – Criação da Petrobras (1953)

• Composição

– Mistura composta de hidrocarbonetos, podendo conter outros compostos como CO2, H2S, N2 ... – Por apresentar um grande número de compostos, normalmente é separado em frações – Cada fração possui uma aplicação específica (derivados)

• Composição

– Frações típicas do petróleo:

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Fundamentos de Petróleo• Composição – Análise elementar de um óleo típico:

– Cada reservatório contém um óleo diferente. As características de cada óleo são devido a quantidade de cada fração presente no mesmo

– Aparência, viscosidade, densidade e outros parâmetros variam com a composição do óleo

• Composição

– Hidrocarbonetos

• Compostos orgânicos formados por H e C • Classificação:

– Parafínicos normais (alcanos) – Parafínicos ramificados (isoalcanos) – Parafínicos cíclicos (cicloalcanos ou naftênicos) – Insaturados (alcenos/inos ou olefinas) – Aromáticos (arenos)

• Composição

– Não-hidrocarbonetos • Considerados como impurezas, geralmente presentes nas frações mais pesadas do petróleo

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Fundamentos de Petróleo• Composição típica – PETRÓLEO

• Composição típica – GÁS NATURAL

• Gás natural

– Gás natural associado • Gás produzido de um reservatório de óleo, que sai de solução com a redução de pressão (pres-

são atmosférica)

• Objetivo comercial = ÓLEO– Gás natural não-associado • Gás produzido de um reservatório de gás natural, “pouca presença de óleo” • Possibilidade de condensado na superfície (separação) • Objetivo econômico = GÁS NATURAL

• Classificação do petróleo

– Relacioná-lo à rocha geradora (geoquímica) – Prever quantidade de cada derivado que será gerado a partir do refino

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Fundamentos de Petróleo• Classificação do petróleo

Noções de geologia de petróleo

• Origem do petróleo – Matéria orgânica depositada junto a sedimentos em regiões denominadas bacias sedimentares – Condições termoquímicas (temperatura e pressão) – Ambiente não-oxidante

• “Cozimento do petróleo” ou “Cozinha”• Rocha geradora ou fonte – Rocha com baixa permeabilidade, onde ocorre a transformação da M.O em HCs – Ex. Folhelhos

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Fundamentos de Petróleo• Origem do petróleo - Rocha geradora

• Origem do petróleo – Matéria orgânica depositada junto com sedimentos

• Tipo de matéria orgânica + condições termoquímicas definem o tipo de hidrocarboneto gerado – Marinha (fictoplânctons) – óleo – Lenhosa (vegetais superiores) – gás natural

– Condições termoqúimicas • Pressão – carga dos sedimentos (camadas sobrepostas) • Temperatura – interior da terra • Estágios evolutivos:

• Origem do petróleo

– Estágios evolutivos da geração do petróleo

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Fundamentos de Petróleo• Origem do petróleo

– Estágios evolutivos da geração do petróleo • Diagênese: em baixas temperaturas (65°C), a atividade bacteria na provoca reorganização celular e trans-

forma M.O. em querogênio • Catagênese: incremento de temperatura (165°C) quebra moléculas de querogênio, formando óleo e gás • Metagênese: Maiores temperaturas (210°C) quebram as moléculas líquidas, transformando-as em gás leve • Metamorfismo: degradação do HC gerado, restando CO2, grafite e traços de CH4

• Migração do petróleo

– Para se ter uma acumulação de petróleo (reservatório), é necessário que, após a sua geração, ocorra a migração dos fluidos até uma estrutura que o aprisione (armadilhas ou trapas geológicas)

– As teorias que tentam explicar essa migração dos hidrocarbonetos de uma rocha, dita geradora, para a rocha que os acumula, dita rocha-reservatório, é a fonte de maior polêmica entre os geólogos de petróleo

– As rochas geradoras possuem baixa permeabilidade– Teorias que expliquem a saída do petróleo dela • Expulsão de fluidos (HC e água) presentes na rocha, devido ao aumento do grau de compactação (carga

sedimentar) • Aparecimento de microfissuras nas rochas geradoras, permitindo a migração dos fluidos– Migração primária: expulsão do petróleo da rocha geradora– Migração secundária: percurso ao longo de uma rocha permoporosa até encontrar uma armadilha geológica– Caso não encontre armadilhas, pode ocorrer “exsudação”

• Rocha-reservatório– Rocha de qualquer origem ou natureza, que possua espaços vazios no seu interior (porosidade) e que estes

espaços estejam interconectados (permeabilidade)– Ex. arenitos (maioria no Brasil), calcarenitos , folhelhos e carbonatos naturalmente fraturados (Oriente médio

e pré-sal)– Composta por:

• Grãos (arcabouço)SÓLIDOS• Matriz : frações finas dos grãos, presente entre os mesmos

• Cimento: material que liga os grãos entre si (argila)• Poros: espaços vazios onde se localizam os fluidos

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Fundamentos de Petróleo• Rocha-reservatório

– Porosidade

Φ = porosidade absoluta Vs = volume de sólidos Vp = volume poroso Vt = volume total

– Função do tamanho e forma dos grãos e do grau de cimentação da rocha– Porosidade efetiva (poros interconectados) • Representa a quantidade de fluido que pode ser extraída da rocha (parâmetro que realmente importa)

• Rocha-reservatório

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Fundamentos de Petróleo– Porosidade primária: na sua formação / deposição dos sedimentos– Porosidade secundária: após a sua formação

Ex. esforços mecânicos devido ao movimento tectônico (fraturas); dissolução de rochas calcárias;

– Medição de porosidade• Perfis elétricos (vide “Avaliação de formações”)• Ensaios em laboratórios (petrofísica) através de tetemunhos

• Rocha-reservatório: perfilagem

• Rocha-reservatório: análise petrofísica

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Fundamentos de Petróleo• Rocha selante

– Rocha de baixa permeabilidade que funciona como “armadilha” estrutural para a acumulação do petróleo – Característica plástica, permitindo deformações devido ao movimento tectônico – Ex. folhelhos e evaporitos (sal) – Importância da sua disposição espacial e extensão

• Rocha selante

• Aprisionamento do petróleo – Após os processos de geração e migração do petróleo, é preciso que aconteça a sua acumulação em

algum lugar – Armadilhas estruturais: estruturas formadas por ação de esforços físicos (tectônica), que servem de abrigo

para a acumulação dos HCs – Armadilhas estratigráficas: trapas formadas pela transição entre dois tipos de sedimentos (estratos), em

contato direto – Armadilhas mistas: associação de efeitos das duas anteriores, com domínio de uma delas

• Armadilhas estruturais:

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Fundamentos de Petróleo• Armadilhas estruturais:

– “Fácil” identificação por métodos geológicos de superfície e sísmicos – Grandes volumes de petróleo associados a trapas estruturais – Maioria dos “Campos gigantes” Ex. Oriente médio

• Armadilhas estratigráficas:

• Armadilhas estratigráficas:

– Fenômenos sedimentológicos (histórico deposicional) – Variações de permeabilidade entre os estratos Ex. Recôncavo baiano e Bacia do Espírito Santo

• Armadilhas mistas

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Fundamentos de PetróleoProspecção de petróleo

• Introdução – Objetivos • Localizar dentro de uma bacia sedimentar situações geológicas favoráveis à acumulação de petróleo • Verificar dentre estas situações , quais as que possuem mais chances de ter petróleo – Longo período de análise e estudo (incertezas) – A fase de prospecção fornece um grande volume de informações com um custo relativamente baixo, com-

parado à perfuração de um poço exploratório (alto investimento) – O petróleo só é DESCOBERTO por meio direto de investigação (perfuração de poços exploratórios)!

• Introdução

• Métodos geológicos

– Tentam reconstituir as condições de formação e acumulação de HCs numa bacia, a partir de dados geoló-gicos da superfície e sub-superfície

– Geologia de superfície – Aerofotogrametria e fotogeologia – Geologia de subsuperfície – Geologia de superfície • Mapeamento das rochas que afloram na superfície • Delimitação das bacias e identificação de estruturas geológicas (Ex. falhas e dobramentos) • Descarte de áreas com rochas ígneas e metamórficas • Mapas geológicos constantemente atualizados • Calibração com dados de poços exploratórios e sísmica

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Fundamentos de Petróleo– Mapas geológicos

– Aerofotogrametria • Fotografar o terreno utilizando um avião com velocidade, altitude e direção constantes– Fotogeologia • Fotos aéreas provenientes de radares e satélites– Determinar as feições geológicas a partir da identificação de falhas, dobramentos, mergulho de camadas,

variações na cor do solo, leito de rios...

– Aerofotogrametria e fotogeologia

– Geologia de subsuperfície • Estudo dos dados obtidos a partir de poços exploratórios, caracterizando as rochas de subsuperfície • Técnicas mais comuns:– Amostras de calha da perfuração– Correlação entre geologia e profundidade– Seções estruturais através de correlação de vários poços– Identificação de fósseis (paleontologia)

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Fundamentos de Petróleo– Geologia de subsuperfície

Correlação entre poços com base na interpretação de perfis e descrição de amostras de calha.

• Métodos potenciais – Geofísica: estudo da Terra a partir das suas propriedades físicas, coletadas por instrumentos especiais e

interpretados pelos geofísicos – Grande aplicação no início da exploração por métodos indiretos – São os chamados métodos potenciais:• Gravimetria• Magnetometria

• Métodos potenciais – Gravimetria • O campo gravitacional terrestre depende de: – Latitude – Elevação – Topografia – Marés – Variações da densidade em subsuperfície• Permitem estimar espessura de sedimentos, prever rochas anômalas (ígneas, domos de sal) e existência de

altos e baixos estruturais

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Fundamentos de Petróleo– Gravimetria– Obtenção do mapa Bouguer– A utilização individual do método provoca interpretações ambíguas– Utilizar em conjunto com outros métodos indiretos– Responsável por maioria das descobertas de petróleo no Recôncavo Baiano

– Magnetometria • Medir pequenas variações do campo magnético terrestre, geradas pela distribuição irregular de rochas

magnetizadas em subsuperfície– Rochas básicas (baixo teor de sílica) - alta susceptibilidade– Rochas ácidas (alto teor de sílica) - baixa susceptibilidade • Rochas sedimentares – sem medidas magnéticas • Rochas ígneas e embasamento – medidas magnéticas

– Obtenção do mapa magnético– Espessura de sedimentos e altura do embasamento (altos estruturais)– A utilização individual do método provoca interpretações ambíguas– Utilizar em conjunto com outros métodos indiretos

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Fundamentos de Petróleo• Métodos sísmicos: introdução – Sísmica de refração x sísmica de reflexão – O método sísmico de reflexão é o método de prospecção mais utilizado na indústria do petróleo – Mais de 90% do investimento em prospecção são aplicados em sísmica – Fornece alta definição das feições geológicas em subsuperfície com um custo relativamente baixo – Geram como produto imagens das estruturas e camadas geológicas na subsuperfície (ultrassom)

• Aquisição de dados sísmicos• Geração de uma perturbação mecânica na superfície e registro das reflexões em centenas (128 a 1024) canais

de recepção ao longo de uma linha reta (seção sísmica)

• Aquisição de dados sísmicos• Profundidade de investigação: definida pelo tempo de registro definido pelo geofísico• Amostragem horizontal: definida pela distância entre os canais receptores (20 a 50 metros)• Amostragem lateral: definida pela distância entre os cabos (levantamentos 3D)

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Fundamentos de Petróleo• Aquisição de dados sísmicos

• Fontes e receptores sísmicos – Fontes sísmicas • Terra: dinamite e vibrador • No mar: canhões de ar comprimido – Receptores sísmicos • Terra: geofones (eletromagnéticos) – Bobina imersa num campo magnético que, quando movimentada pelo pulso de pressão, se move gerando

uma corrente elétrica • No mar: hidrofones (de pressão) – utilizam cristais piezoelétricos, que transformam pulso de pressão em pulso de corrente elétrica

• Ondas sísmicas • Ondas P (compressionais) – Deslocamento do meio na mesma direção da propagação • Ondas S (cisalhantes) – Deslocamento no meio perpendicular à direção de propagação

– Apenas as ondas P são utilizadas comercialmente na indústria do petróleo atualmente

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Fundamentos de Petróleo• Velocidade das ondas sísmicas • Função da densidade e constante elástica da rocha • Constituição mineralógica, grau de cimentação, compactação (profundidade), porosidade, saturação de

fluidos, temperatura, microfissuras e outros fatores • A propagação das ondas elásticas é regida pelas mesmas leis da ótica geométrica • Quando uma frente de onda incide sobre uma interface entre meios de densidade e velocidade diferen-

tes, parte da energia incidente é refratada para o meio inferior e parte é refletida para superfície • Ao produto da densidade pela velocidade dá-se o nome de impedância acústica

• Métodos sísmicos – Sismograma sintético • Conhecendo a velocidade da onda em determinada rocha, a sua densidade e a assinatura da fonte, pod-

mos simular que resposta a sísmica teria diante de uma interface entre duas rochas diferentes • Coluna sedimentar: obtida da perfuração • Traço sísmico é função do contraste de impedância da interface • Função refletividade: , onde Irocha = Vel. x Dens.

– Técnica CDP (Common Depth Point) • A geometria de aquisição dos dados promove a reflexão de um mesmo ponto mais de uma vez (48 a 240)

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Fundamentos de Petróleo• Promove cobertura contínua da subsuperfície• Acelera a aquisição de dados, reduzindo o custo por quilômetro• Contorna obstáculos (plataformas, árvores de natal...)• Atenua ruídos e reverberação• Reagrupamento dos dados referentes ao mesmo ponto em famílias de traços (mesma informação geológica)• Diferentes percursos: obtenção de diferentes velocidades

• Análises de velocidades realizadas em cada linha sísmica em todo o levantamento sísmico, gerando um campo de velocidades (2D ou 3D)

• Relaciona-se as velocidades com características petrofísicas das rochas (tipo de rocha)• Campo de velocidades é usado para converter a seção de tempo para profundidade

– Processamento e interpretação de dados sísmicos• Alto tempo de processamento (computadores)• Interpretação dos geofísicos e geólogos em busca das situações favoráveis à acumulação de HCs• Fases do processamento sísmico:

– Processamento e interpretação de dados sísmicos

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Fundamentos de Petróleo– Interpretação de dados sísmicos• Seções sísmicas geram mapas estruturais, representado por curvas isócronas• Cada refletor corresponde a um evento geológico• Amarração com poços e sismograma sintético• Histórico de deposição, domos de sal, intrusões, falhas...• Situações favoráveis à acumulação de HCs• Definição do poço pioneiro (exploratório)

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Fundamentos de Petróleo– Sísmica aplicada à perfuração• Orientação da broca de perfuração em poços horizontais• Poços horizontais -> aumentar a área de drenagem

• Conclusão– Apesar do avanço da tecnologia dos métodos geofísicos e geológicos, somente a perfuração de um poço

revela a presença ou não dos hidrocarbonetos– Durante a perfuração, pode ser difícil constatar a presença de HCs(poço não surgente, depleção, subcomer-

cial...)– Acompanham a perfuração:• Identificação das rochas perfuradas (calhas)• Detectores de gás no poço• Perfilagem elétrica e testes de formação (Avaliação das formações)

Provas anteriores

2008 - Q.61

Os métodos usados na prospecção de petróleo são

(A) gravimetria e pictometria.(B) gravimetria e volumetria.(C) aerofotogrametria e volumetria.(D) aerofotogrametria e pictometria.(E) aerofotogrametria e gravimetria.

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Fundamentos de Petróleo2009 - Q.108

Para que haja ocorrência de hidrocarbonetos, por exemplo, em um campo de petróleo e gás, é essencial a disponibilidade de matéria orgânica original, sob a forma de querogênio, uma bacia sedimentar como repositório dessa matéria orgânica, onde haja rocha geradora e rocha reservatório, esta última com selagem, e uma janela de temperatura para a maturação do querogênio,associado a um gradiente geotérmico específico.

A esse respeito, para que possa haver efetiva geração de hidrocarbonetos (óleo e gás), a combinação correta de parâmetros mais específicos, é:

2009 - Q.108

A esse respeito, para que possa haver efetiva geração de hidrocarbonetos (óleo e gás), a combinação correta de parâmetros mais específicos, é

(A) bacias sedimentares do tipo fossa tectônica (rifte) intracratônico; querogênio original do tipo sapropélico (tipo I); diagênese superficial; temperatura de, no máximo, 60 ºC; gradiente geotérmico de 15 ºC/km.

(B) bacias sedimentares continentais de margem ativa; querogênio original do tipo misto (tipo II); diagênese à média profundidade (catagênese); temperatura de, no máximo, 90 ºC; gradiente geotérmico de 20 ºC/km.

(C) bacias sedimentares somente do tipo apartação (pull-apart); querogênio original do tipo húmico (tipo III); diagênese profunda (metagênese); temperatura entre 70 ºC e 110 ºC; gradiente geotérmico de 15 ºC/km a 20 ºC/km.

(D) bacias sedimentares do tipo intracratônico, de margem ativa e de margem passiva, todas estruturadas; que-rogênio original dos tipos I, II e III; diagênese à média profundidade (catagênese) predominante; temperatura entre 80 ºC e 130 ºC; gradiente geotérmico em torno de 30 ºC/km.

(E) bacias sedimentares de margem passiva e de margem ativa, ambas bem estruturadas; querogênio original dos tipos I e III; metagênese predominante; temperatura entre 70 ºC e 100ºC; gradiente geotérmico menor que 25 ºC/km.

2009 - Q.109

Assinale a opção correta, acerca das características dos métodos geológicos e geofísicos utilizados na prospecção do petróleo.

(A) O método geológico de superfície já foi importante para a prospecção do petróleo, mas hoje consiste apenas em aquisição de dados geológicos embasados em mapas geológicos, com pouca conexão com métodos de subsuperfície, que tornam limitante a idéia tão necessária da profundidade e da estrutura das camadas sedimentares potenciais ao alojamento de hidrocarbonetos.

(B) O método potencial gravimétrico é o mais importante método de prospecção, pois fornece uma boa idéia da estrutura detalhada das bacias, embora seja muito limitado como método descobridor e delimitador de campos de petróleos.

(C) O método potencial da magnetometria é um método que apresenta poucas variações de medidas do campo magnético terrestre e, por isso, é utilizado na prospecção de petróleo por sua exatidão. Porém, não serve para distinguir as rochas do embasamento das rochas sedimentares de bacias sedimentares em profundi-dade.

(D) O método sísmico de refração compreende a propagação das ondas sísmicas em qualquer tipo de rocha e tem como base a refração das ondas com qualquer medida angular, dependendo apenas da diferença de composição do meio rochoso. É um método largamente aplicado na prospecção de petróleo na atualidade, porque se presta à distinção de camadas, em qualquer profundidade, no âmbito de uma bacia sedimentar, além de ter custo muito baixo.

(E) O método sísmico de reflexão é um método que utiliza as reflexões das ondas sísmicas em um refletor, que se constitui em contatos de camadas ou superfícies anômalas de conteúdo fluido com qualquer inclinação, além de configurar estruturas, que são disponibilizadas para posterior análise. É o método de prospecção mais utilizado na indústria de petróleo atualmente.

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Fundamentos de Petróleo

– Perfuração rotativa x percursiva

Na perfuração rotativa as rochas são perfuradas pela ação da rotação e peso aplicados sobre a broca que se encontra na extremidade inferior da coluna.

Equipamentos da sonda de Perfuração

– Sistema de sustentação de cargas– Sistema de geração e transmissão de energia– Sistema de movimentação de cargas– Sistema de rotação– Sistema de circulação– Sistema de segurança do poço– Sistema de monitoração

Perfuração de Poços

Perfuração

Equipamentos da sonda

Constituído do mastro, subestrutura e fundação.

A carga correspondente ao peso da coluna de perfuração ou aos revestimento que estão no poço é transferida para o mastro que transfere a carga para estrutura que por sua vez repassa a carga para a fundação.

- Torre ou Mastro

- Subestrutura

- Estaleiro

o Sistema de Geração e Transmissão de energia: o Fontes de energia o Em terra: motores diesel ou rede elétrica (disponibilidade) o No mar: turbinas a gás (disponibilidade de gás)

o A depender do modo de transmissão de energia para os equipamentos as sondas podem ser classificadas como:

o Mecânicas o Diesel-elétricas

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Fundamentos de Petróleoeo Sondas Mecânicas o Energia gerada por motores diesel o Transmitida por embreagens o Distribuída por compounds

o Sondas Diesel-Elétricas o Tipo AC/DC o Gerador AC acionado por motor diesel ou turbina a gás o Barramento AC pode ser alimentado pela rede pública o Ponte de retificadores controlados de silício o Alimentação dos equipamentos da sonda em CC

o Sistema de Movimentação de Cargas: o Guincho o Bloco de Coroamento o Catarina o Cabo de Perfuração o Gancho o Elevador

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Fundamentos de Petróleoo Guincho o Tambor principal o Acionar o cabo de perfuração o Tambor auxiliar o Movimentar cargas menores no poço

o Freios o Parar ou retardar o movimento de descida no poço, permitindo ainda a aplicação e controle de peso sobre

a broca

o Molinetes o Aplicação de tração. Ex: dar torque na chave flutuante.

o Bloco de coroamento o Conjunto de polias estacionárias montadas na parte superior da torre. o Suportar cargas transmitidas pelo cabo de perfuração.

o Catarina o Conjunto de polias móveis suspensas pelo cabo de perfuração. o Na parte inferior da catarina encontram-se o amortecedor e o gancho.

o Cabo de perfuração o Cabo de aço o Transmite todo o peso sustentado pela catarina ao bloco de coroamento e ao guincho

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Fundamentos de Petróleoeo Elevador o Movimentar elementos tubulares. Ex: tubos de perfuração e comandos

Derrickman Latch Derrickman near miss

o Sistema de rotação

Nas sondas convencionais a coluna de perfuração é girada pela mesa rotativa localizada na plataforma da sonda. A rotação é transmitida a um tubo de parede externa poligonal (kelly) que fica enroscado no topo da coluna.

o Mesa rotativa o Transmite rotação a coluna através do kelly o Capaz de suportar todo o peso da coluna

o Kelly o Transmite a rotação da mesa rotativa para a coluna de perfuração o Seção quadrada - em terra o Seção hexagonal - no mar

o Cabeça de injeção ou swivel o Separa os elementos estacionários dos rotativos. o Parte superior não gira e inferior deve permitir a rotação. o Através dele é injetada a lama na coluna de perfuração.

Nas sondas equipadas com top drive a rotação é transmitida diretamente ao topo da coluna de perfuração por um motor acoplado a catarina. O conjunta desliza em trilhos fixados a torre onde o torque devido a rotação é absor-vido.

• Elimina o uso de mesa rotativa e kelly• Perfuração de 03 em 03 tubos, na mesa rotativa de 01 em 01

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Fundamentos de PetróleoExiste ainda a possibilidade de perfurar com motor de fundo localizado logo acima da broca. O torque necessário

é transmitido pela passagem de fluido de perfuração pelo seu interior.

o Motor hidráulico do tipo turbina ou de deslocamento positivo colocado acima da broca.o Giro apenas na parte inferior do motor de fundo, solidário a broca.o Equipamento muito usado em perfuração de poços direcionais.

o Sistema de Circulação :Numa circulação normal o fluido de perfuração é bombeado através da coluna de perfuração até a broca, retor-

nando pelo espaço anular até a superfície, trazendo consigo os cascalhos cortados pela broca. Na superfície o fluido permanece dentro de tanques após receber o tratamento adequado.

o Fase de Injeção o Fluido succionado dos tanque pelas bombas de lama o Injetado na coluna de perfuração o Jateamento no orifícios da broca.

o Fase de Retorno o Início com a saída da lama pelos jatos da broca o Remoção e carreamento de cascalhos pelo espaço anular o Termina ao chegar na peneira vibratória

o Fase de tratamento o Eliminação de sólidos ou gases incorporados ao fluido. o Adição de produtos químicos para ajustes das propriedades.

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Fundamentos de Petróleoeo Sistema de Segurança do Poço: o Possibilita o controle e fechamento do poço o Principais elementos: Cabeça de Poço e Preventor ou BOP (Blow Out Preventer) o Acionados em casos de kick, se o influxo não for controlado teremos um blow out

Sistema de Preventor o Configuraçõeso Terrao Mar (BOP na superfície)o Mar (BOP no mar)

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Fundamentos de PetróleoPerfuração de poços

o Sistema de Monitoração: o Equipamentos: manômetros, termômetros, torquímetros, tacômetros e dinamômetros. o Parâmetros medidos: peso sobre broca, pressão de bombeio, torque na coluna e conexões, velocidade da

mesa e taxa de penetração.

o Colunas de Perfuração o Comandos o Tubos pesados o Tubos de Perfuração o Acessórios da coluna de perfuração o Ferramentas de manuseio da coluna o Dimensionamento da coluna de perfuração

Colunas de perfuração

Durante a perfuração é necessária a concentração de grande energia para contar a rocha. Esta energia é trans-mitida até a broca pela coluna de perfuração.

o Comandos o Alto peso linear, a grande espessura de paredes o Prover peso sobre broca o Dar rigidez a coluna permitindo o controle da trajetória do poço o Roscas usinadas no corpo dos comandos o Podem ser lisos ou espiralados

o Tubos pesados (Heavy-Weight Drill Pipes - HWDP)o Transição de rigidez entre os comandos e os tubos de perfuraçãoo Maior espessura de paredeso Uniões mais resistentes e revestidas de metal duro

o Tubos de perfuração (Drill Pipes – DP)o Restante da coluna de perfuração (atingir prof. desejada)o Possui nas extremidades conexões cônicas (tool joints), que são soldadas no corpo.o Especificados pelo diâmetro externo, peso nominal, tipo de reforço das uniões, grau do aço, comprimento

nominal (range – 18 a 45 pés) e tipos de rosca.

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Fundamentos de Petróleoeo Acessórios da Coluna de Perfuração: o Substitutos (Subs): o Sub de içamento o Sub de broca o Sub de cruzamento o Sub de passagem de cabo o Sub de salvação (kelly) o Sub de Cesta

o Estabilizadores o Dão maior rigidez a coluna. o Possuem diâmetro igual ao da broca e ajudam a manter o calibre do poço.

o Escareadores o Mesmas funções dos estabilizadores. o Usados em formações duras e abrasivas por possuírem roletes nas lâminas.

o Alargadoreso Aumentar o diâmetro de um trecho já perfurado do poço.o Desde a superfície ou a partir de uma certa profundidade de subsuperfície.o Amortecedores de vibraçãoo Absorvem vibrações verticais da coluna de perfuração induzidas pela broca.o Mais usado com brocas com inserto de carbureto de tungstênio.

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Fundamentos de Petróleoo Ferramentas de Manuseio da Coluna:

Conectar e desconectar os vários elementos da coluna. As principais são:

o Chave Flutuante o Suspensa através de um sistema formado por cabo, polia e contrapeso. o Fornece torque ao aperto e desaperto das uniões cônicas da coluna.

o Cunha o Mantêm a coluna totalmente apoiada na mesa rotativa. o Usadas nas conexões e desconexões de tubos e comandos.

o Colar de segurança o Equipamento de segurança redundante à cunha. o Colocado no topo da coluna de tubos, o colar evita a queda da coluna no poço caso escorregue pela cunha.

Chave Flutuante - Cunha - Sondador.mpg

o Dimensionamento da Coluna de Perfuração: o Seleção dos Tubos de Perfuração: o Esforços de tração, compressão e torção. o Eventuais esforços radiais colapso e pressão interna. o Em geral a resistência ao colapso define os da porção inferior da coluna e os tubos da porção superior

são definidos pela resistência a tração. o Valores de resistência tabelados no API RP7G

o Brocas o Brocas sem partes móveis o Brocas com partes móveis

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Fundamentos de PetróleoeBrocas

o Brocas sem Partes Móveis:

Por não possuir partes móveis e rolamentos estão menos sujeitas a falhas.

Principais Tipos:

o Broca de Lâmina de Aço (rabo de peixe / fish tail) o Primeiros tipos de brocas o Perfuram por cisalhamento o Possuem jatos que mantêm as lâminas limpas o Vida útil curta, foram substituídas pelas brocas cônicas

o Broca de Diamantes Naturaiso Grande número de diamantes industrializados cravados em matriz metálicao Não possuem jatoso Perfuração por cisalhamentoo Usada em formações extra duras e testemunhos

o Broca PDC (Polycrystaline Diamond Compact)o Estrutura cortante formada por pastilhas montadas no corpo da broca.o Pastilhas compostas por partículas de diamantes aglutinadas com cobalto fixadas a outra camada de carbu-

reto de tungstênio.

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Fundamentos de Petróleoo Broca TSP (Thermally Stable Polycrystaline)o Evolução das brocas PDC para maior resistência ao calor gerado na perfuração de rochas mais duras.o Assim como a PDC possui jatos e perfura por cisalhamento

o Brocas com Partes Móveis:o Possuem de um a quatro cones, sendo as mais usadas as tricônicaso A ação cortante combina: raspagem, lascamento, esmagamento e erosão por jateamento

A raspagem é conseguida de duas formas: devido a excentricidade dos eixos dos cones em relação a broca (offset) e devido aos cones serem, na verdade, junção de troncos de cones com diferentes ângulos.

o Composição:

o Elemento cortante (cones) o Rolamentos o Estrutura Cortante o Dentes fresados (dentes esculpidos no aço do próprio cone). o Insertos de carbureto de tungstênio (dentes cravados nos cones por interferência).

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Fundamentos de Petróleoeo Estrutura Cortante o Dentes fresados (dentes esculpidos no aço do próprio cone). o Insertos de carbureto de tungstênio (dentes cravados nos cones por interferência).

o Regra Geral: o Brocas para rochas mais moles possuem poucos cortadores/dentes/insertos, e de maior tamanho o Brocas para formações mais duras possuem muitos cortadores/dentes/insertos, e de menor porte. o Assim a quantidade e tamanho dos cortadores indica o tipo de formação para que a rocha foi projetada. Broca PDC.avi.mpg Broca Triconica.avi.mpg

Fluidos de Perfuração

o Propriedades dos fluidos de perfuraçãoo Classificação dos fluidos de perfuração

o Mistura complexa de sólidos, líquidos e até mesmo de gases, podendo assumir aspectos de suspensão, emulsão ou dispersão coloidal.

Funções:

o Limpar o fundo do poço carreando os cascalhos gerados pela broca até a superfície. o Exercer pressão hidrostática sobre as formações, de modo a estabilizar as paredes do poço e evitar

influxo indesejado de fluidos (kick). o Resfriar e lubrificar a coluna de perfuração e a broca.

Para garantir uma perfuração rápida e segura os fluidos de perfuração devem possuir as seguintes características:

o Manter os sólidos em suspensão quando em repouso (tixotropia)o Prover estabilidade química e mecânica às paredes do poçoo Estabilidade química (não reagir com a rocha perfurada)o Facilitar a separação do cascalho na superfícieo Aceitar qualquer tratamento físico e químicoo Ser bombeávelo Ter baixa corrosividade e abrasividadeo Facilitar interpretações geológicas do material tirado do poçoo Custo compatível com a operação

o Propriedades dos Fluidos de Perfuração

o Propriedades Físicas – são mais genéricas e são medidas em todos tipos de fluidos as mais importantes são: o Densidade – os limites impostos pela pressão de poros (limite inferior) e pela pressão de fratura (limite

superior) das formações expostas o Adensamento ou diluição com produtos químicos o Parâmetros Reológicos – viscosidade, perdas de carga o Forças Géis - alguns fluidos de perfuração são tixotrópicos, ou seja, assumem um estado de semi-rigidez

quando parados e retomam a fluidez quando postos novamente em movimento.

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Fundamentos de Petróleoo Parâmetros de Filtração – a capacidade do fluido em formar uma camada de partículas sólidas (reboco)

sobre as zonas permeáveis expostas é fundamental para o êxito da perfuração e completação do poço. O processo de formação de reboco acontece através do influxo da fase líquida do fluido para a formação, com isso partículas sólidas ligeiramente menores que os poros da formação obstruem a mesma. Este pro-cesso se chama filtração e a fase líquida que invade a formação se chama filtrado. O filtrado e a espessura do reboco são parâmetros medidos rotineiramente.

Formação do Reboco

o Propriedades dos Fluidos de Perfuração • Propriedades Químicas o Concentração Hidrogênica (pH) o Intervalo alcalino baixo (7 a 10). o Minimizar a corrosão dos equipamentos e evitar a dispersão das formações argilosas. o Alcalinidades o Teor de Cloretos ou Salinidade o Excesso de cal o Teor de cálcio e de magnésio o Concentração de H2S o Concentração de potássio o Teor de bentonita

o Classificação dos Fluidos de Perfuração

Função da composição da fase contínua ou dispersante

o Fluidos à base água o Fluidos à base óleo o Fluidos à base de ar ou de gás.

A natureza das fases dispersante e dispersa, assim como seus componentes básicos e suas quantidades influenciarão nas características dos fluidos.

Fluidos a base água

Principais fatores a serem considerados para escolha da água como fluido de perfuração:

o disponibilidade;o custo de transporte e tratamento;o geologia das formações a serem perfuradas;o composição química dos aditivos do fluido;

Os produtos químicos adicionados a água podem ser:

o Alcalinizantes e controladores de pH, como soda cáustica, potassa cáustica e cal hidratada;o Redutores de filtrado, como o amido;o Polímeros para viscosificar;o Removedores de cálcio e magnésio como carbonato e bicarbonato de sódio;o Inibidores de formações ativas, como cloreto de potássio, sódio e cálcio;o Bactericidas, como formaldeído, compostos organoclorados , soda cáustica e cal;o Também podem ser usados anticorrosivos e antiespumantes.o Dispersantes, como lignossulfato, tanino, lignito e fosfatos;o Floculantes, como a soda cáustica, cal e cloreto de sódio;o Surfactantes para emulsificar e reduzir a tensão superficial;

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Fundamentos de Petróleoeo Fluidos a base de óleo o Características:

o Grau de inibição elevado em relação a rochas ativas; o Baixíssima taxa de corrosão; o Propriedades controláveis na faixa de 170°C até 260° C; o Grau de lubricidade elevado; o Amplo intervalo de densidades 0,89 a 2,4; o Baixíssima solubilidade de sais orgânicos.

o Aplicações

o Poços HPHT (alta pressão e alta temperatura); o Formações salinas de halita, silvita e carnalita; o Formações produtoras danificáveis por fluido a base água; o Formações de baixas pressões de poros ou fartura o Desvantagens em relação aos fluidos a base água o Dificuldade de detecção de gás no poço devido a sua solubilidade na fase contínua; o Menores taxas de penetração; o Maior grau de poluição; o Maior custo inicial.

Usados com menor freqüência que os fluidos a base água.

o Fluidos a base de ar (espuma):

Perfuração a ar ou gás é um termo genérico, aplicado quando ar ou gás é usado como fluido na perfuração rotativa.

o Aplicações:

o Zonas com perda de circulação severa; o Formações com pressões muito baixas ou susceptíveis a danos; o Formações muito duras, como basalto; o Regiões de escassez de água ou glaciais. o Limitado a formações que não produzam água ou óleo

Algumas variações da perfuração a base ar são: perfuração com névoa, espuma e fluido aerado.

Operações normais de Perfuração

Durante a operação normal da perfuração algumas operações tem papel importante no processo são elas:

o Alargamento e repassamento; o Conexão, manobra e circulação; o Revestimento de um poço de petróleo; o Cimentação de poços de petróleo; o Perfilagem; o Movimentação da Sonda.

o Alargamento e repassamento

o Alargamento é a reperfuração do poço com broca de diâmetro superior que o usado em sua perfuração. o Para ganhar tempo as operações de perfuração e alargamento podem ser simultâneas usando-se um

alargador sobre a broca.

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Fundamentos de Petróleo o Quando o poço, por algum motivo, se estreita é necessário repassar o poço, o repassamento é caracteri-

zado por baixo peso sobre broca e baixa rotação para evitar o desgaste da broca.

o Conexão, manobra e circulação

o Conexão

o Acréscimo de mais um conjunto de tubos o Necessário quando o kelly ou o top drive chegam a mesa rotativa

o Manobra

o Retirada e descida de toda coluna de perfuração (para troca de uma broca, por exemplo)

o Circulação

o circular o fluido de perfuração para remover os cascalhos do espaço anular com a broca um pouco acima do fundo do poço, efetuado antes da manobra

o Revestimento de um poço de petróleo

o Poço é perfurado em fases. o Número de fases e o comprimento destas depende das pressões de poros e fratura das formações. o Normalmente de 3 a 4 fases perfuradas podendo chegar a 8. o 50% do custo de perfuração em terra e de 15% a 20% do poço no mar.

o Principais funções das colunas de revestimento:o Prevenir o desmoronamento das paredes do poço;o Evitar contaminação de lençóis freáticos;o Permitir o retorno do fluido a superfície;o Permitir controle de pressão dos fluidos;o Sustentar equipamentos de cabeça de poço;o Sustentar revestimentos seguintes;o Alojar equipamentos de elevação artificial;

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Fundamentos de Petróleoeo Características essenciais das colunas de revestimento:

o Ser estanque; o Ter resistência compatível com as solicitações; o Ser resistente a corrosão e a abrasão; o Ter a menor espessura possível, tendo dimensões compatíveis com as atividades futuras

o Classificação das colunas de revestimento:

Revestimento Condutor o Primeiro revestimento do poço, profundidade de 10 a 50m o Sustentar sedimentos superficiais não consolidados o Poder ser cravado, jateado ou cimentado o Diâmetros típicos 30”, 20” e 13 3/8”

Revestimento de Superfície o Comprimento entre 100m e 600m o Protege o lençóis freáticos superficiais e previne o desmoronamento de formações inconsolidadas. o Apoio aos equipamentos de cabeça de poço e dos revestimentos seguintes. o Cimentado em todo seu comprimento o Diâmetros típicos 20”, 18 5/8”, 16”, 13 3/8” 10 ¾” e 9 5/8”.

Revestimento Intermediário o Proteger zonas de alta, baixa pressão ou de perda de circulação o Faixa de aplicação de 1000m até 4000m o Cimentado apenas na parte inferior, se necessário em um trecho intermediário o Isolar formações desmo-

ronáveis ou portadoras de fluidos corrosivos ou contaminantes de lama o Sustentado pela cabeça de poço através de cunhas especiais o Diâmetros típicos: 13 3/8” , 9 5/8” e 7” Revestimento de Produção o Permitir a produção do poço o Aplicado apenas na ocorrência de intervalos de interesse o Isolamento entre os intervalos produtores o Diâmetros típicos: 9 5/8”, 7” e 5 ½”.

Liner o Coluna curta de revestimento o Cimentada e ancorado no fim do revestimento anterior o Cobrir apenas o trecho de poço aberto o Independente da cabeça de poço. Versátil, econômico e de rápida operação o Pode substituir o revestimento intermediário (liner de perfuração) ou o de produção (liner de produção) o Diâmetros típicos: 13 3/8”, 9 5/8”, 7” e 5 ½”

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Fundamentos de Petróleoo Esforços atuantes na coluna e seu dimensionamento o O dimensionamento das colunas de revestimento considera: o tração o colapso o pressão interna

o Cimentação de poços de petróleo

o Preenchimento do espaço anular. o Fixação da tubulação. o Evitar migração de fluidos entre diferentes zonas permeáveis.

A cimentação é realizada simplesmente pelo bombeio da pasta de cimento pelo próprio revestimento. Após o endurecimento o cimento deve ficar aderido na parede do poço e ao revestimento nos pontos previamente estabe-lecidos.

o Tipos de Cimentação

o Cimentação Primária o Cimentação principal, feita logo após a descida de cada revestimento. o Qualidade da cimentação verificada através de perfis acústicos. o Cimentação Secundária o Correção de falhas na cimentação primária o Circulando pasta por trás do revestimento através de canhoneios. o Compressão da pasta (squeeze).

O cimento também é bastante usado para execução de tampões que visam bloquear o poço no caso de aban-dono do poço.

o O Cimento

Os diversos tipos de cimento são essencialmente produzidos a partir de uma mistura de calcário e argila. O cimento Portland (mais difundido na construção civil e industria do petróleo) é resultado da moagem de um produto chamado clínquer, obtido do cozimento até fusão da mistura de calcário e argila, a essa mistura é adicionada pe-quena quantidade de gesso.

Principais componentes do cimento Portland:

Cal (CaO) – 60% a 70%Sílica (SiO2) – 17% a 25%Alumina (Al2O3) – 3% a 8%Óxido de Ferro (Fe2O3) – 0,5% a 6%

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Fundamentos de PetróleoeO API classificou os cimentos Portland em função da composição química e adequação a condições de usocomo profundidade e temperatura:

o Classe A: para uso em poços de até 6000 pés (1800m), sem exigências especiais. Corresponde ao cimento Portland comum;

o Classe B: para uso em poços de até 6000 pés, quando é requerida moderada a alta resistência ao sulfato;o Classe C: para uso em poços de até 6000 pés, quando é requerida alta resistência inicial, apresenta alta re-

sistência ao sulfato;o Classe D: para uso em poços de 6000 até 10.000 pés (3050m), sob condições de altas temperaturas e pres-

sões. Apresenta alta resistência ao sulfato;o Classe E: para uso em poços de 6000 até 14.000 pés (4270m), sob condições de altas temperaturas e pres-

sões. Apresenta alta resistência ao sulfato;o Classe F: para uso em poços de 10.000 até 16.000 pés (4880m), sob condições extremamente elevadas de

temperatura e pressão, apresenta alta resistência ao sulfato;o Classes G e H: para uso sem aditivos até a profundidade de 8000 pés (2440m). Por possuírem composição

compatível com aceleradores e retardadores de pega podem substituir os cimentos das classes de A até E em pra-ticamente todos casos. São os mais usados no Brasil no mundo.

o Classe J: para uso como produzido em poços de 12.000 até 16.000 pés (3660m a 4880m), sob condições de temperatura e pressão extremamente elevadas.

o Ensaios com pastas de cimento o Simulam condições de poço: temperatura, pressão e condições de fluxo o Teste de consitometria ou tempo de espessamento (↑temperatura ↓tempo de espessamento).

o Principais aditivos para a cimentação o Aceleradores de pega. o Retardadores de pega. o Redutores de fricção ou dispersantes. o Controladores de filtrado.

o Acessórios de cimentação

Diversos acessório são usados na coluna de revestimento para garantir um melhor resultado da cimentação os principais são:

o Sapata o Colocada na extremidade inferior da coluna. o Guia para entrada no poço. o Dotada (ou não)de válvula de retenção. o Revestimento descido cheio de fluido para evitar diferencial de pressão elevado.

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Fundamentos de Petróleoo Colar o Posicionado 2 ou 3 tubos acima da sapata. o Apara tampões de cimentação o Pode receber válvula de retenção. o Cimentação em estágios

o Tampões o Feitos de borracha o Evitam contaminação da pasta de cimentação. o Tampão de fundo (baixa resistência), isola pasta do colchão. oTampão de topo rígido, isola pasta do fluido de perfuração. o Arranhadoro Remover o reboco das paredes do poço, movimentos verticais ou de rotação da coluna.

o Centralizadores o Lâminas curvas de aço. o Distribuição mais regular do cimento.

o Obturador externo de revestimento ou ECP (external casing packer) o Vedação do espaço anular em zonas críticas o Isolamento de intervalos

o Colchões de lavagem o Bombeados a frente da pasta. o Removem o reboco o Evitam contaminação do cimento.

o Sequência operacional da cimentação primária

Cimentação

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Fundamentos de Petróleoeo Sequência operacional da cimentação primária

o Montagem das linhas de cimentação; o Circulação para condicionamento do poço o Bombeio do colchão de lavagem; o Teste de pressão das linhas de lavagem o Lançamento do tampão de fundo; o Mistura e lançamento da pasta o Deslocamento com fluido de perfuração; o Teste de vedação do tampão de topo.

Após a pega do cimento é descida uma broca para cortar as partes internas dos acessórios e condicionar o poço.

o Compressão de cimento ou squeeze o Corrigir a cimentação primária; o Tamponar canhoneados para evitar a produção de fluidos indesejados; o Reparar vazamentos no revestimento;

o Operação de Squeeze: o Cimento bombeada pela coluna de produção até a posição desejada. o A pasta comprimida em intervalos regulares aumentando gradativamente a pressão sem fraturar a formação. o Injeção de cimento na formação até a formação de um reboco frente ao intervalo de interesse.

o Compressão de cimento ou squeeze

o Movimentação da Sonda

Uma vez terminado o poço, é preciso transportar a sonda para sua próxima locação.

o Em terra - DTM (desmontagem, transporte e montagem) o transporte ocorre por caminhões ou helicópte-ros.

o No mar - DMM (desmobilização, movimentação e mobilização), movimentação por propulsão própria ou auxílio de rebocadores.

Otimizar a perfuração

Escolher parâmetros para conseguir uma perfuração segura e econômica.

o Programa de revestimento o Número de fases o Profundidade de instalação

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Fundamentos de Petróleoo Programa de fluidos o Tipo de fluido o Propriedades

o Programa de brocas o Tipo de broca o Peso e rotação o Vazão e diâmetro dos jatos

o Programa de Revestimento

o Função das pressão de poros e fratura da formação.

Normalmente a pressão de poros aumenta com a profundidade, então é necessário aumentar a densidade do fluido. Entretanto a pressão de fratura das formações mais acima limitam a densidade máxima que o fluido pode atingir. Assim se faz necessário descer a coluna de revestimento de forma a isolar as formações superiores quando este limite está se aproximand

o Programa de Fluido de Perfuração

O programa de fluido é escolhido de acordo com as formações e o tempo em que elas ficarão expostas, objeti-vando evitar problemas de inchamento das argilas, desmoronamento, alargamentos etc.

As propriedades do fluido de perfuração que mais influenciam na taxa de penetração e no custo são a densi-dade, o teor de sólidos, o filtrado e a viscosidade.

o Programa de Brocas

O programa de brocas é determinado usando dados de poços de correlação, dados de fabricantes e perfis geológicos. Na comparação entre as brocas é usado o custo métrico dado pela equação:

Onde:

CM = custo métricoCB = custo das brocasCH = custo horário da sondatp = tempo gasto perfurandotm = tempo gasto manobrandoMp = intervalo perfurado

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Fundamentos de PetróleoeA escolha do momento certo para trocar a broca é baseado no acompanhamento do custo métrico em interva-

los de tempo pré determinados. Quando este custo começar a aumentar temos um indicativo de necessidade de troca da broca.

Outros indicativos para a retirada da broca são o torque na mesa rotativa e a taxa de penetração.

Operações especiais

Durante a perfuração de um poço são exigidas várias operações especiais, destacam-se entre elas:

o Controle de kick’s o Operações de pescaria o Testemunhagem o Teste de formação

o Controle de kick’s

o Formações de pressões normais e anormais

Pressão normal - pressão de poros equivalente a pressão hidrostática exercida por uma coluna de água doce ou salgada.

Causas de pressões anormais: o Compactação o Movimentos tectônicos o Rapidez na taxa de deposição o Interconexão de zonas de pressões diferentes etc.

o Causas de kick

o Peso de lama insuficiente; o Abastecimento incorreto do poço durante a manobra o Pistoneio o Lama cortada por gás o Perda de circulação o Cimentação inadequada

Ocorrendo um kick o poço deve ser fechado usando-se o preventor de erupções (BOP)

o Indícios de kick o Aumento de volume nos tanques de lama; o Aumento da vazão de retorno; o Poço em fluxo com a bomba desligada; o Diminuição da pressão de bombeio e aumento da velocidade da bomba; o Poço aceitando menos lama do que o volume de aço retirado; o Poço devolvendo mais lama do que o volume de aço descido; o Aumento da taxa de penetração; o Corte de lama por gás, água ou óleo.

o PescariaPeixe – termo usado na industria de petróleo para designar qualquer objeto que tenha caído dentro do poço,

partido ou ficado preso no poço, atrapalhando o prosseguimento normal das operações de perfuração.

Ex: quebra da broca com queda de seus cones.

Pescaria - termo aplicado às operações de relativas a recupeação ou liberação do peixe. Sempre indesejável, atrasa a perfuração e pode danificar equipamentos.

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Fundamentos de Petróleoo Tesmunhagem

o Obtenção de amostra de rocha de subsuperfície (testemunho); o Informações de geologia; o Litologia, textura, porosidade, permeabilidade e saturação de fluidos; o Dados usados na engenharia de reservatórios, completação e perfuração.

o Testemunhagem com barrilete convencional o Broca vazada (coroa) o Testemunhos de 9, 18 e 27m a depender da composição da coluna.

o Testemunhagem a cabo

o Semelhante a testemunhagem convencionalo Testemunho é trazido a superfície a cabo e sem a necessidade de efetuar uma manobra.

o Testemunho lateral

o Testemunhos de trechos já perfurados do poço.o Cilindros ocos arremessados contra a parede da formação para retirar amostras da rocha.o Ao se retirar o canhão do poço os cilindros são arrastados com as amostras da formação em seu interior.

Perfuração Direcional

o Controle da verticalidade em poços verticais

Não existe poço rigorosamente vertical (aceitável desvios de até 5°).

o As causas mais importantes de desvios de poços são:

o Variação das características das formações (dureza e inclinação); o Mudança brusca no peso sobre broca e desbalanceamento entre peso sobre broca e rotação; o Diâmetro do poço grande para os comandos usados; o Perfuração com coluna desestabilizada.

o Problemas decorrentes de desvios de poços:

o Desgaste de tubos por fadiga, ocasionado por tensões cíclicas. o Prisão por chaveta. o Dificuldade na descida de revestimentos.

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Fundamentos de Petróleoeo Perfuração de poços direcionais

Técnica de desviar a trajetória de um poço para atingir um objetivo que não se encontra verticalmente abaixo de sua locação na superfície.

o As principais finalidades de poços direcionais são:

o Controlar um poço em blowout, através do uso de poços de alívio; o Atingir formações abaixo de locações inacessíveis como rios, lagos, cidades etc; o Desviar a trajetória de domos salinos, falhas e outros acidentes geológicos; o Perfurar vários poços de um mesmo ponto como é o caso de plataformas marítimas; o Desviar poços com problemas operacionais como a prisão da coluna de perfuração

o Tipos de Poços

o Tipo I – o ponto de desvio é raso e o trecho inclinado vai até o objetivo;o Tipo II – o ponto de desvio é raso e o trecho inclinado segue até se conseguir o afastamento desejado então

o poço retoma a vertical até atingir o objetivoo Tipo III – semelhante ao tipo I porem o objetivo é atingido na fase de ganho de ângulo.

Existem também os poços horizontais, os poços de longo alcance e os poços multilaterais.

o Operações de desvio

Atingida a profundidade de desvio (KOP) a coluna de perfuração é retirada e desce-se uma coluna composta de:

o Motor de fundoo Sub torto cujao K-monel.o Instrumentos de orientação

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Fundamentos de PetróleoDurante esta fase registros de direção e inclinação são tomados constantemente para determinação da traje-

tória. Quando a trajetória correta for atingida retira-se a coluna com motor de fundo e retorna a coluna normal com estabilizadores perfurando até o objetivo.

Perfuração Marítima

o Tipos de unidades

Existem basicamente dois tipos de unidades de perfuração marítimas:

o BOP no fundo do mar (unidades flutuantes)

o Semi-submersíveiso Navios-sonda

o BOP na superfície

o Plataformas fixaso Auto-eleváveiso Submersíveiso Tension legs

o Plataforma fixa

o Primeiras unidades usadas. o Lâmina d água de até 300 metros o Responsáveis por grande parte do petróleo produzido no mar. o Geralmente são estruturas moduladas de aço o Cravadas com estacas no fundo do mar. o Aplicação restrita a desenvolvimento de campos conhecidos. o Um poço vertical e os demais direcionais. o Projetadas para exploração e produção. o Equipamentos de cabeça de poço ficam na sonda.

o Plataforma Auto-elevável (PA)

o Balsa com pernas eleváveis o Plataforma acima do nível da água o Fora da ação das ondas e correntes o Propulsão própria ou puxada por rebocadores. o LDA de até 150 metros. o Elevado risco de acidentes nas operações de elevação e abaixamento o Equipamentos de cabeça de poço ficam na sonda.

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Fundamentos de Petróleoeo Plataforma Submersíveis

o Estrutura montada sobre um flutuador. o Usadas apenas em águas calmas de com pequena lâmina d água. o Deslocadas até a locação com auxilio de rebocadores. o Lastreadas até que seu casco se apóie ao leito (macio e pouco acidentado) o Uso limitado pela pequena capacidade de LDA. o Equipamentos de cabeça de poço na superfície.

o Plataforma Tension Leg (TLP)o Usadas para desenvolvimento de campos.o Estruturas apoiadas sobre flutuadores submersos.o Pernas ancoradas no fundo do mar através de cabos tubulares.o Pernas mantidas tracionadas, reduzindo muito o movimento da plataforma.o Operações de perfuração e completação são iguais aos das plataformas fixas.o Equipamentos de cabeça de poço na sonda.

o Plataformas Flutuantes

o Semi-submersíveis

Estrutura apoiada por colunas sobre flutuadores submersos o Navios-sonda

Podem ser navios adaptados ou projetados para a perfuração

o Plataformas Flutuantes

o Movimentos devido a ação de ventos, correntes e ondas.o Sistemas de posicionamento da unidade (raio de tolerância):

o Sistema de ancoragem

Composto de 8 a 12 âncoras e cabos (ou correntes) que atuando como molas restauram a posição da unidade.

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Fundamentos de Petróleoo Posicionamento dinâmico

Sensores de posição determinam as coordenadas da plataforma e propulsores acionados por computador re-posicionam a plataforma.

o Sistema de cabeça de poço submarino

A perfuração de poços no mar apresenta dos aspectos diferentes:

o Perfuração com o BOP na superfície - Plataformas fixas, PA’s, TLP’s e submersíveis o Perfuração com BOP no fundo do mar - SS’s e Navios-sonda.

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Fundamentos de PetróleoAvaliação de Formações

• Introdução– Definir em termos qualitativos e quantitativos o potencial de uma jazida petrolífera– Quanto e o quê será produzido/incorporado às reservas– Todas as informações da etapa de coletadas até aqui (geologia, geofísica e perfuração) contribuem

para a avaliação da formação

• Etapas:1. Perfuração do poço pioneiro (localização definida pela geologia/sísmica)2. Observação de indícios (amostras de calha, testemunho, kicks, velocidade de perfuração, detector de gás..)3. Perfilagem do intervalo de interesse (litologia, porosidade, espessura, fluidos e respectivas saturações)4. Análise do potencial produtivo do intervalo de interesse (completação ou abandono)5. Testes de formação – poço em fluxo (potencial econômico do poço)

• Perfilagem a poço aberto:– Descida de uma ferramenta dentro do poço, medindo as características das rochas perfuradas– Propriedades da rocha x profundidade • Resistividade elétrica • Potencial eletroquímico • Tempo de trânsito de ondas mecânicas • Radioatividade natural• ...– “Perfis elétricos”

• Perfilagem a poço aberto– Fundamentos da perfilagem - Resistividade Matriz: parte sólida da rocha Poros:espaçosvazios,quepodemserpreenchidoscomfluidos

• Perfilagem a poço aberto

– Fundamentos da perfilagem – Resistividade

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Fundamentos de Petróleo• Perfilagem a poço aberto – Tipos de perfil

Perfil Grandeza medida AplicaçõesPerfil espontâneo - SP Diferença de potencial entre eletrodos na

superfície e dentro do poçoIdentificar camadas permoporosasCalcular argilosidadeAjudar na correlação de poços

Raios Gama - GR Radioatividade total da formação geológica Identificar litologiaCálculo de argilosidade

Neutrônico - NPHI Radioatividade da formação após bombar-deio de nêutrons

Identificar litologiaEstimar porosidadeDetectar HCs leves e gás natural

Indução - ILD Medição do efeito de campos elétricos e magnéticos induzidos pela ferramenta

Leitura aproximada de Rt

Sônico - DT Diferença entre tempos de trânsito de uma onda mecânica nas rochas

Estimar porosidadeEstimativa de grau de compactaçãoDetecção de fraturasSismograma sintético

Densidade - RHOB Detecta raios gama defletidos pela rocha após emissão pela ferramenta

Estimar densidade das camadasEstimativa de porosidadeIdentificar zonas de gásSismograma sintético

• Perfilagem a poço aberto - Ferramentas

• Perfilagem a poço aberto - Perfis

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Fundamentos de Petróleo• Testes de pressão em poços

Reservatório novo e seladoPoço fechadoDescida da coluna de teste

Poço é aberto (em fluxo)Queda de pressão se propagaPode atingir os limites doreservatório(testes de longa duração)

Poço é fechadoAinda há mov. de fluidosEstabilização na nova pressão

DEPLEÇÃO: declinação da pressão média doreservatório devido à retirada dos fluidos,reduzindo a energia disponível para elevaçãodo petróleo

Pm (pressão média)Média das pressões do reservatório, ponderada emrelação ao volumePERÍODO DE ESTÁTICA

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Fundamentos de Petróleo• Testes de pressão em poços

– O comportamento das pressões ao longo do tempo ao redor do poço, tanto no fluxo como na estática,dependem de:

• Características do reservatório (tamanho, tipo de rocha...) • Propriedades dos fluidos contidos nela • Histórico de produção (volume produzido)

– Medindo-se as vazões e as pressões no fundo do poço durante um teste, e as características dos fluidos co-letados, pode-se obter informações importantes a respeito da rocha-reservatório

– Objetivos dos testes

• Identificação dos fluidos da formação (análise PVT)• Obtenção da pressão estática• Identificar depleção• Determinação da produtividade do poço (IP)• Existência de dano ao redor do poço• Identificação dos fluidos da formação (análise PVT)

– Análise feita em laboratório com amostras de fluidos coletados durante os testes– PVT: Pressão, Volume, Temperatura– Fornece propriedades dos fluidos

» Viscosidade » Compressibilidade » Pressão de saturação » Razão de solubilidade » Fator volume de formação

• Identificação dos fluidos da formação (análise PVT)

– Fluidos amostrados sejam representativos do reservatório (mesma composição) -> poços pioneiros (sem de-pleção)

– Amostras coletadas no fundo (a cabo)– Amostras na superfície, nos separadores, com posterior recombinação do gás e líquido na proporção original

da formação

• Obtenção da pressão estática

– Obtida através dos registros de pressão durante o período de estática (período de crescimento de pressão)– Testes de curta duração– Em testes de longa duração ou reservatórios depletados, o crescimento de pressão leva à pressão média

• Depleção

– Testes com quatro períodos:

» 1º fluxo: curto (limpeza do poço) » 1ª estática » 2º fluxo: mais longo (identifica fluidos e potencial do poço) » 2ª estática

– Testes curta duração: pouco fluido produzido – Caso haja queda de pressão, é indicativo de depleção – Reservatórios pequenos (descoberta não comercial)

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Fundamentos de Petróleo• Produtividade do poço: IP (Índice de produtividade)

Fazenda Poliposition POÇO 1: Qo = 1.000 m³/d Fazenda Lanterninha POÇO 2: Qo = 800 m³/d

Os poços produzem de reservatórios de mesma profundidade, com mesma pressão estática: Pe = 200 kgf/cm².

• Produtividade do poço: IP (Índice de produtividade)– A vazão obtida de um poço é função da energia contida no fluido (elevação natural ou artificial) e das restrições

impostas ao fluxo (canhoneados, atrito na coluna, choke...)– A produtividade de um poço deve levar em conta a queda de pressão que foi imposta nele para produzir de-

terminada vazão

– Produzir com altas quedas de pressão aceleram a depleção do reservatórios, resultando em menores fatores de recuperação

• Produtividade do poço: IP (Índice de produtividade)

Fazenda Poliposition

POÇO 1:

Qo = 1.000 m³/d

Fazenda Lanterninha Pw = 75 kgf/cm²

POÇO 2:

Qo = 800 m³/d Pw = 120 kgf/cm²

Os poços produzem de reservatórios de mesma profundidade, com mesma pressão estática: Pe = 200 kgf/cm²

• Produtividade do poço: IP (Índice de produtividade)

Fazenda Poliposition

POÇO 1:

Qo = 1.000 m³/d

Fazenda Lanterninha

POÇO 2:

Qo = 800 m³/d

• O poço 2 possui melhor IP, portanto é o melhor poço

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Fundamentos de Petróleo• Dano ao redor do poço

– A região em volta do poço pode ter as suas características alteradas (permeabilidade) durante a perfuração ou completação do poço

– Alteração do fluxo no meio poroso na vizinhança do poço– Perda de carga (queda de pressão) localizada na parede do poço– Exige uma maior queda de pressão para produzir uma determinada vazão (diminuição do IP)– Pode ocorrer da condição de fluxo da vizinhança do poço ser melhorada (estímulo) -> operações de estímulo

– Tipos de testes de pressão

• Teste de formação

– Teste de formação a poço aberto (TF) – Teste de formação a poço revestido(TFR) • Teste de formação repetitivo (RFT) • Teste de produção (TP) • Registro de pressão

• Teste de formação

Completação provisória:

- Isolar o intervalo com obturadores (packer) - Gerar P (produção de fluidos) - Intercalar períodos FLUXO/ESTÁTICA - Medir pressões no fundo e vazões na superfície

• Teste de formaçãoAberta no fim do teste. Circular fluidos produzidos.

Desce fechada. Intercala FLUXO/ESTÁTICA Isola intervalo a ser avaliado

Registra pressão no fundo do poço

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Fundamentos de Petróleo

– Teste de formação a poço aberto (TF) » Teste curto, devido a riscos (prisão da coluna, desmoronamentos...) » Identificação de fluidos antes da descida do revestimento

– Teste de formação a poço revestido(TFR) » Melhor isolamento do intervalo de interesse » Melhores condições mecânicas do poço » Testes mais longos (TLD) e seguros

• Teste de formação repetitivo (RFT)

– Ferramenta descida a cabo em poço aberto– Amostra de fluidos e gradiente de pressão– Pequeno raio de investigação

• Teste de produção (TP)

– Fechamento na cabeça de poço– Maior estocagem (transiente)– Pode precisar de indução de surgência (poços não-surgentes)

• Registro de pressão

• Perfilagem de produção

– Perfilagem realizada após os poços estarem produzindo– Determinar a efetividade da completação (canhoneio)– Determinar as condições de produtividade ou injetividade (vazões e fluidos)– O quê e quanto cada intervalo está produzindo/injetando?

• Perfilagem de produção

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Fundamentos de Petróleo• Perfilagem de produção - PLT

Perfil PLT Princípio de funcionamento Aplicação

Continuous flowmeter Hélice centralizada, medindo a velocidade de fluxo em cada intervalo do poço

Contribuição de cada interva-lo aberto do poço na vazão to-tal de produção/injeção

GradiomanômetroRegistra a densidade da mistura de fluido dentro do poço em função da profundidade, através da medição de pres-são em dois pontos distintos, afastados de dois pés

Identificar fluidos. Mais aplica-do para diferenciar líquidos de gases.

Perfil de Densidade

Apresenta a densidade do fluido que passa por dentro da ferramenta através de um sistema radioativo semelhan-te ao dos perfis que medem a densidade da formação a poço aberto

Identificar fluidos. Mais aplica-do para diferenciar líquidos de gases.

Hidrolog

Mede a constante dielétrica do fluido que passa por den-tro da ferramenta. Utilizado junto com o gradiomanômetro ou com o perfil de densidade em fluxos trifásicos (água, óleo e gás)

Identificar fluidos. Diferencia água e óleo.

Perfil de Temperatura Registra a temperatura do fluido do poço

O estudo de anomalias de temperatura pode fornecer di-versas indicações, tais como: intervalos produzindo ou rece-bendo fluidos, localização de vazamentos, topo do cimento, altura de fraturas, etc.

– TDT (Thermal Decay Time log) • Registro contínuo do decaimento do nível termal da energia dos nêutrons emitidos conta a formação • Traça perfis qualitativos das saturações dos fluidos no reservatório • Em outras palavras, determina os contatos óleo-gás e óleoágua

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Fundamentos de PetróleoCompletação de Poços

Completação

– Conjunto de operações destinadas a equipar o poço para a produção de óleo ou gás (ou até mesmo injeção de fluidos)

– Otimizar a vazão de produção (ou injeção)– Ser permanente (evitar intervenções)– Planejamento criterioso (altos custos X produtividade do poço)

• Tipos de completação • Etapas de completação • Principais componentes da coluna de produção • Equipamentos de superfície • Intervenções em poços • Quanto ao posicionamento da cabeça do poço

– Completação Convencional (ou Seca)

• Cabeça de poço na superfície • Aplicada em terra ou em águas rasas • Árvore de natal seca

– Completação Molhada

• Cabeça de poço no fundo do mar • Apenas no mar, águas rasas ou profundas • Árvore de natal molhada

Árvore de natal – equipamento compos-to por um conjunto de válvulas que é acopla-do a cabeça do poço, para permitir e contro-lar a produção de flui-dos.

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Fundamentos de PetróleoTipos de Completação

– Quanto ao revestimento de produção

(a) poço aberto (b) liner rasgado (c) revestimento canhoneado

– A poço aberto

• Zonas produtoras totalmente abertas • Formações bem consolidadas (baixo risco de desmoronamento) • Menor custo (menos revestimento e sem canhoneio) • Maior área aberta ao fluxo • Não tem seletividade para produção de fluidos

– Com liner rasgado

• Liner descido previamente rasgado • Rasgos posicionados em frente às zonas produtoras • Sustenta as paredes do poço • Custo adicional do liner

– Com revestimento canhoneado • Tipo de completação mais usado • Poço totalmente revestido • Canhoneio do revestimento em frente às zonas produtoras • Boa seletividade da produção • Custo adicional do revestimento e do canhoneio

– Quanto ao número de zonas explotadas – Simples • Apenas uma coluna de produção • Produção de somente uma zona de interesse

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Fundamentos de Petróleo – Múltipla • Produção simultânea de duas ou mais zonas • Uma ou mais colunas de produção • Mais econômica (menos poços para explotar o campo) • Mais problemas operacionais (maior complexidade) • Dificuldade de aplicação dos métodos de elevação

Etapas da completação

A completação convencional típica de um poço marinho segue as seguintes etapas:

• Instalação dos equipamentos de superfície• Condicionamento do poço• Avaliação da qualidade da cimentação• Canhoneio• Instalação da coluna de produção• Colocação do poço em produção• Instalação dos equipamentos de superfície

– Cabeça de produção

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Fundamentos de Petróleo– Condicionamento do poço

• Passagem de broca (cortar tampões de cimento e mecânicos) • Passagem de raspador (resíduos deixados pela broca) • Teste de estanqueidade (sob pressão) • Substituição do fluido de perfuração pelo de completação (evitar dano ao reservatório)

– Avaliação da qualidade da cimentação • A principal função da cimentação do intervalo produtor é vedar hidraulicamente os diversos intervalos per-

meáveis. • Consequências de uma má cimentação: produção de fluidos indesejados, fraco controle de reservatório,

estimulações mal sucedidas, perda de poço. • Portanto antes de prosseguir a completação a qualidade da cimentação deve ser avaliada (perfis acústicos).

Normalmente a qualidade da cimentação é avaliada por perfis acústicos que medem a aderência do revestimen-to/cimento e do cimento/formação.

– Perfil Sônico (CBL/VDL - Cement Bond Log e Variable Density Log).

• Um emissor e dois receptores • Pulsos se propagam pelo revestimento, cimento e formação • Perfil CBL registra chega do pulso no receptor a 3 pés do emissor

– Atenuação do pulso (mV) depende da resistência do cimento, do revestimento e do percentual da circunferên-cia cimentada

• Perfil VDL registra chega do pulso no receptor a 5 pés do emissor

– Registra qualitativamente um período de 1ms

• Boa cimentação indicada por baixos valores de CBL e ausência de sinal de revestimento e presença de sinal da formação no VDL

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Fundamentos de Petróleo– Perfil Sônico (CBL/VDL).

– Junto ao perfil sônico são corridos os perfis de GR e CCL para correlação da perfilagem a poço aberto e poço revestido.

– Perfil ultra-sônico (CEL - Cement Evaluation Log)

• Boa resolução circular (8 transdutores defasados de 45°) • Mapas de cimentação (zonas escuras/alta impedância boa cimentação, claras/baixa impedância má ci-

mentação) • Menos eficiente para verificar aderência cimento/formação • Uso combinado com perfil CBL/VDL • Precisa de intervalo livre para calibração

– Perfil ultra-sônico USIT (UltraSonic Imager Tool)

• Melhor resolução circular (1 transdutores que gira a 7,5 RPS emitindo 18 pulsos por revolução)• Mapas de cimentação coloridos• Medição direta da impedância acústica• Uso combinado com perfil CBL/VDL

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Fundamentos de Petróleo– Perfil ultra-sônico USIT (UltraSonic Imager Tool)

• Canhoneio

– Comunicação entre poço e formação – Perfuração do revestimento com cargas explosivas – Jatos de alta energia atravessam revestimento, cimento e penetram até um metro na formação – Cargas descidas num canhão através de cabo ou enroscado na coluna de produção. – Parâmetros do canhoneio que influenciam a produtividade do poço:

• Densidade de jatos • Defasagem entre jatos • Profundidade de penetração • Folga ente canhão e revestimento • Diâmetro do orifício perfurado

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Fundamentos de Petróleo• Instalação da coluna de produção

– Constituída de tubos metálicos onde os demais componentes são acoplados. Descida pelo interior do revesti-mento de produção com os seguintes objetivos:

• Levar fluidos até a superfície protegendo o revestimento • Permitir instalação de equipamentos de elevação artificial • Permitir circulação de fluidos para amortecer o poço

– O projeto de uma coluna de produção depende de:

• Local do poço (terra ou mar) • Sistema de elevação (surgente ou elevação artificial) • Características do fluido e formação • Vazão de produção e número de zonas produtoras

• Colocação do poço em produção

– Poços surgentes

• Indução de sugência

– Gás lift – gás injetado no espaço anular entra na coluna através de válvulas e diminui densidade do fluido – Flexi tubo – injeção de gás por tubo passando por dentro da coluna de produção – Pistoneio – retirada gradual do fluido de completação da coluna por pistão descido a cabo. – Poços não surgentes

• Partida do equipamento de elevação artificial

Componentes da COP

• Tubos de produção

– Equipamento básico da coluna de produção – Maior custo entre os equipamentos de subsuperfície – Estanque (vedação metal-metal)

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Fundamentos de Petróleo – Dimensionamento considera: • Diâmetro do revestimento de produção • Vazão esperada • Tipo de fluido produzido • Esforços suportados (tração, colapso e pressão interna)

• Shear-out (sub de pressurização)

– Possui três sedes duas vedadas por esferas e uma (inferior) tamponada– Sedes e esferas apoiadas por parafusos de cisalhamento– Número de parafusos dimensionado pela pressão suportada– Parafusos cisalhados pela pressão– Usada para assentamento de packers (hidráulico e hidrostático)– Se necessário tamponar novamente é lançada uma esfera– Locada sempre na parte inferior da coluna

• Hydro-trip

– Tamponamento temporário da coluna – Instalada em qualquer ponto da coluna – Sede não cai para o fundo do poço – Redução da área de fluxo da coluna – Dimensionamento dos parafusos e operação semelhante a shear-out

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Fundamentos de Petróleo• Nipples de Assentamento

– Alojam tampões, registradores, válvulas e outros equipamentos – Instalados tantos quantos necessários, em qualquer ponto da coluna – Nipple R – Não seletivo – NO GO – Nipple F - Seletivo

• Camisa deslizante (sliding sleeve)

– Promove comunicação anular-coluna – Janela de comunicação anular-coluna – Camisa interna aberta/fechada – Área de fluxo igual a da coluna – Pode ser usada em completação seletiva

• Check valve

– Válvula que impede fluxo no sentido descendente – Válvula de retenção que abre quando pressurizada de baixo p/ cima e veda no sentido contrário

• Packer (obturador) de produção – Vedar espaço anular entre coluna produção e revestimento com os seguintes objetivos: • Proteger o revestimento (acima dele) de fluidos corrosivos e altas pressões • Permite injeção controlada de gás na coluna pelo anular (gás lift) • Permite produção seletiva de várias zonas por uma única coluna de produção (mais de um packer)

– Podem ser • Recuperáveis

– Mecânico, hidráulico ou hidrostático • Permanentes – Acionado por explosivos detonados eletricamente

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Fundamentos de Petróleo• Packer (obturador) de produção

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Fundamentos de Petróleo • Junta telescópica (TSR – tubing seal receptacle)

– Absorve dilatação da coluna – Permite retirada da coluna sem retirar o packer e a cauda – Composto de camisa externa e mandril – Camisa externa solidária a parte superior da coluna – Mandril solidário a parte inferior da coluna

• Mandril de gas-lift

– Componente da coluna que abriga as válvulas de gás lift – Bolsas excêntricas – Válvulas assentadas e retiradas a cabo – Diâmetro interno da coluna de produção inalterado

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Fundamentos de Petróleo• Válvula de segurança de subsuperfície (DHSV - Down Hole Safety Valve)

– Posicionada a 30m do fundo do mar – Fecha o poço em caso de emergência – Possui uma mola que tende a fechá-la – Mantida aberta por linha de superfície permanentemente pressurizada – Se despressurizada a válvula se fecha – Como fica no interior do poço não é danificada por explosões ou fogo – Podem ser enroscadas na coluna (tubing mounted) ou insertáveis (wireline retrievable)

• Válvula de segurança de subsuperfície (DHSV - Down Hole Safety Valve)

Equipamentos de superfície

• Equipamentos responsáveis por:

– Ancorar a coluna de produção – Vedar o espaço entre a coluna e o revestimento de produção – Controlar a produção de fluidos – Os principais equipamentos são: – Cabeça de produção – Arvore de natal – Convencional (Seca) – Molhada

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Fundamentos de Petróleo• Cabeça de produção

• Árvore de natal convencional (ANC)

– Equipamento de superfície – Conjunto de válvulas gaveta (acionamento pneumático, hidráulico ou manual) – Controla o fluxo de produção – Duas válvulas mestras, inferior (manual) e superior (hidráulica) – Duas válvulas laterais, uma pneumática e outra manual – Uma válvula de pistoneio (manual) – Válvulas mestras para fechamento do poço – Válvulas laterais para controle de fluxo – Válvula de pistoneio permite a descida de ferramentas no poço

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Fundamentos de Petróleo• Árvore de natal molhada (ANM)

– Instalada no fundo do mar – Conjunto de válvulas gaveta – Conjunto de linhas de fluxo – Sistema de controle interligado a um painel na unidade de produção

• ANM-GLL (GuideLineLess)

– Poços com LDA acima de 500 metros – Usam BAP (base adaptadora de produção) – Orientação do acoplamento feita com funis, rasgos e chavetas – Linhas descidas de forma independente da ANM e da BAP – Conexão das linhas a BAP e a ANM pode ser direta (CVD) ou com auxílio de trenó (CV) – Logística favorecida pois as atividades são independentes

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Fundamentos de PetróleoIntervenções em poços

Ao longo da vida produtiva do poço são necessárias intervenções posteriores a completação (workover). Estas intervenções tem objetivo de manter ou melhorar a produtividade do poço.

As intervenções podem ser realizadas:

– A cabo– Abertura/fechamento de sliding sleeves– Troca de válvulas de gas-lift– Registros de pressão e temperatura– Com sonda (visam corrigir)– Falhas na coluna ou revestimento de produção– Restrições que acarretem redução da produtividade– Produção excessiva de água ou gás– Produção de areia

As intervenções de workover usualmente são classificadas como:

– Avaliação– Recompletação– Restauração– Limpeza– Mudança de método de elevação– Estimulação– Abandono

– Avaliação

• Diagnosticar causas da baixa produtividade • Avaliar zonas que não estão sendo produzidas

– Recompletação

• Tamponar zonas produtoras • Substituir zonas produtoras • Colocar novas zonas em produção • Conversão de poço produtor em injetor, ou vice-versa • A zona abandonada é isolada por tampão mecânico ou compressão de cimento

– Restauração

• Conjunto de operações que visa restabelecer condições normais de fluxo: • Eliminar dano na formação • Corrigir falhas mecânicas no revestimento ou cimentação • Reduzir produção indesejada de fluidos (diminuir RGO ou RAO)

– Elevada produção de água

• Acarreta custo adicional (separação e descarte) • Uma elevada RAO pode ser causada por: • Elevação do contato O/A devido ao influxo ou injeção de água Alternativa: realizar squeeze e recanhonear

apenas a parte superior da zona • Falha na cimentação primária ou vazamento no revestimento Alternativa: squeeze ou uso de packers para

isolar o vazamento

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Fundamentos de Petróleo– Elevada produção de água

• Fingering • Cone de água

– Elevada produção de gás

– Causas

• Gás dissolvido no óleo • Produção da capa de gás • Falha no revestimento ou cimentação (gás de outra zona) • Pode ser contornado temporariamente por um squeeze seguido de recanhoneio da parte inferior da zona. • Os cones de gás ou de água podem ser contornados pela redução da vazão de produção. O fechamento

temporário do poço é uma técnica recomendada para retração dos cones de gás ou água. Cones de gás são con-tornados mais facilmente devido a grande diferença de densidade.

– Falhas mecânicas

• Comparação do fluido invasor com o da formação (confirmar a falha) • Tipos de falhas:

• Defeitos de cimentação • Vazamento no revestimento • Vazamento em colar de estágio • Localização do vazamento pode ser feita por: • Perfis de fluxo • Perfis de temperatura • Testes seletivos de pressão

– Vazão restringida • As restrições podem estar: • Na coluna de produção • Nos canhoneados • Na formação (nas proximidades do poço)

– Podem ser causadas por: • Incrustações • Deposição de parafinas ou asfaltenos • Migração de sedimentos no reservatório

– Soluções mais comuns: recanhoneio, acidificação e fraturamento.

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Fundamentos de Petróleo– Limpeza • Visa limpar o fundo do poço ou equipamentos de subsuperfície • Recuperar produtividade • Causas de intervenções para limpeza: • Deposição de sólidos no fundo poço • Furos na coluna de produção • Vazamento em obturador

– Mudança no método de elevação • Realizado quando o método está com defeito ou é inadequado • Final da surgência

– Estimulação • Conjunto de atividades que objetivam aumentar produtividade (ou injetividade) do poço. • Métodos mais usados: • Acidificação • Fraturamento hidráulico

– Acidificação

• Ácido injetado na matriz rochosa com pressão abaixo da pressão de fratura • Visa remover dano da formação • Logo após a acidificação o ácido deve ser recuperado para evitar formação de precipitados insolúveis. • Geralmente usados ácidos clorídrico (HCl) e fluorídrico (HF) • Mais usados em formações de média a boa permeabilidade.

Também podem ser usados ácidos para limpeza de canhoneados, colunas e revestimentos.

– Fraturamento hidráulico

• Pressão de fundo de poço elevada acima da pressão de fratura • Fratura se propaga com bombeio de fluido • Inserido agente de sustentação (areia) junto ao fluido bombeado • Criado caminho preferencial de alta condutividade • Não altera a permeabilidade natural da rocha • Aumenta a produtividade • Aumenta a área de fluxo do reservatório para o poço • Ultrapassa zonas danificadas • Interconecta novas zonas do reservatório • Pode interconectar fraturas naturais do reservatório • Aumenta o fator de recuperação do campo

– Abandono

• Retirada do poço de operação • Tamponado em acordo com normas • Minimizar riscos de acidentes • Tampões de cimento ou mecânicos (bridge plug permanente - BPP) • Abandono pode ser: • Temporário • Poço aguardando completação • Permanente • Poço seco ou sub-comercial • Fim da vida produtiva

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Lista de Provas

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Lista de ProvasQuestões de provas anteriores

2004

Acerca de escoamento em meios porosos, julgue os itens subseqüentes.

( ) A porosidade de um meio pode ser corretamente definida pela relação entre os volumes de fase sólida e líquida (ou vazio) no meio.

( ) A permeabilidade de um meio poroso depende unicamente da porosidade do meio e da viscosidade do fluido.

( ) A permeabilidade é um parâmetro adimensional que estabelece a proporcio-nalidade entre a perda de carga e a vazão em volume linear de meio poroso.

( ) Solos com menor granulometria possuem menor permeabilidade.

2008

61. Os métodos usados na prospecção de petróleo são

(A) gravimetria e pictometria. (B) gravimetria e volumetria. (C) aerofotogrametria e volumetria. (D) aerofotogrametria e pictometria. (E) aerofotogrametria e gravimetria.

62. Os fluidos de perfuração são misturas complexas e são especificados de forma a garantir uma perfuração rápida e segura. Desta forma, na perfuração de poços em formações com baixa pressão de poros ou de fratura, usam-se fluidos à base de

(A) ar. (B) água. (C) óleo. (D) espuma. (E) surfactantes.

63. A completação de um poço é o conjunto de operações destinadas a equipar o poço para produção. Desta forma, uma das etapas é a(o)

(A) injeção de lama. (B) perfilagem. (C) extrusão. (D) canhoneio. (E) bombeio mecânico.

64. Com relação aos poços surgentes, é correto afirmar que neste tipo de poço o(s)

(A) fluxo de fluidos (óleo, água e gás), desde o reservatório até as facilidades de produção, é devido unicamente à energia do reservatório.

(B) índice de produtividade (IP) é determinado efetuando-se um teste de produ-ção, variando a vazão e medindo-se as pressões de fluxo e estática.

(C) acompanhamento da variação da RGO (razão gás-óleo) leva à otimização da vazão de gás de injeção necessária para manter a produção constante.

(D) conhecimento das pressões e vazões são determinantes para o cálculo das reservas de um determinado campo, uma vez que produzem mais petróleo.

(E) fluidos não alcançam a superfície sem que sejam utilizados meios artificiais para elevá-los, pois a pressão do reservatório é relativamente baixa.

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Lista de Provas2009

108. Para que haja ocorrência de hidrocarbonetos, por exemplo, em um campo de petróleo e gás, é essencial a disponibilidade de matéria orgânica original, sob a forma de querogênio, uma bacia sedimentar como repositório dessa matéria or-gânica, onde haja rocha geradora e rocha reservatório, esta última com selagem, e uma janela de temperatura para a maturação do querogênio, associado a um gradiente geotérmico específico. A esse respeito, para que possa haver efetiva geração de hidrocarbonetos (óleo e gás), a combinação correta de parâmetros mais específicos, é

(A) bacias sedimentares do tipo fossa tectônica (rifte) intracratônico; querogênio original do tipo sapropélico (tipo I); diagênese superficial; temperatura de, no máximo, 60 ºC; gradiente geotérmico de 15 ºC/km.

(B) bacias sedimentares continentais de margem ativa; querogênio original do tipo misto (tipo II); diagênese à média profundidade (catagênese); temperatu-ra de, no máximo, 90 ºC; gradiente geotérmico de 20 ºC/km.

(C) bacias sedimentares somente do tipo apartação (pull-apart); querogênio ori-ginal do tipo húmico (tipo III); diagênese profunda (metagênese); temperatura entre 70 ºC e 110 ºC; gradiente geotérmico de 15 ºC/km a 20 ºC/km.

(D) bacias sedimentares do tipo intracratônico, de margem ativa e de margem passiva, todas estruturadas; querogênio original dos tipos I, II e III; diagênese à média profundidade (catagênese) predominante; temperatura entre 80 ºC e 130 ºC; gradiente geotérmico em torno de 30 ºC/km.

(E) bacias sedimentares de margem passiva e de margem ativa, ambas bem estruturadas; querogênio original dos tipos I e III; metagênese predominante; temperatura entre 70 ºC e 100ºC; gradiente geotérmico menor que 25 ºC/km.

109. Assinale a opção correta, acerca das características dos métodos geológicos e geofísicos utilizados na prospecção do petróleo.

(A) O método geológico de superfície já foi importante para a prospecção do pe-tróleo, mas hoje consiste apenas em aquisição de dados geológicos embasa-dos em mapas geológicos, com pouca conexão com métodos de subsuperfí-cie, que tornam limitante a idéia tão necessária da profundidade e da estrutura das camadas sedimentares potenciais ao alojamento de hidrocarbonetos.

(B) O método potencial gravimétrico é o mais importante método de prospecção, pois fornece uma boa idéia da estrutura detalhada das bacias, embora seja muito limitado como método descobridor e delimitador de campos de petróleos.

(C) O método potencial da magnetometria é um método que apresenta poucas variações de medidas do campo magnético terrestre e, por isso, é utilizado na prospecção de petróleo por sua exatidão. Porém, não serve para distinguir as rochas do embasamento das rochas sedimentares de bacias sedimentares em profundidade.

(D) O método sísmico de refração compreende a propagação das ondas sísmi-cas em qualquer tipo de rocha e tem como base a refração das ondas com qualquer medida angular, dependendo apenas da diferença de composição do meio rochoso. É um método largamente aplicado na prospecção de pe-tróleo na atualidade, porque se presta à distinção de camadas, em qualquer profundidade, no âmbito de uma bacia sedimentar, além de ter custo muito baixo.

(E) O método sísmico de reflexão é um método que utiliza as reflexões das ondas sísmicas em um refletor, que se constitui em contatos de camadas ou superfí-cies anômalas de conteúdo fluido com qualquer inclinação, além de configurar estruturas, que são disponibilizadas para posterior análise. É o método de prospecção mais utilizado na indústria de petróleo atualmente.

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Lista de Provas QUESTÃO 110 (adaptada – anulada no gabarito oficial) Na perfuração de um

poço de petróleo utilizando-se sonda rotativa, existem vários equipamentos que trabalham conjuntamente para manter o bom funcionamento da sonda. Com rela-ção a esse assunto, assinale a opção correta.

(A) Na utilização de uma sonda rotativa para perfurar um poço, é suficiente dis-por de um sistema de perfuração tendo como partes a torre de perfuração, a coluna de perfuração, com broca, e os motores a dísel.

(B) Um tubo de perfuração mede 9 m, uma seção de tubos mede entre 18 m e 27 m e uma torre de perfuração mede, no mínimo, 35 m, podendo chegar a mais de 45 m.

(C) A torre de perfuração é uma estrutura móvel e não necessita ser montada e desmontada em cada novo poço a ser perfurado.

(D) O sistema de circulação da sonda tem um fluido de perfuração (a lama) que é injetado pelo espaço anelar e retornado pela coluna de perfuração, a fim de ser filtrado dos cascalhos carreados do fundo do poço e tratado quimicamente para nova injeção.

(E) A broca de perfuração gira apenas pelo efeito do peso da coluna de perfura-ção e pela vorticidade causada pelo fluxo da lama injetada.

111. Os mais importantes instrumentos de avaliação de composição das rochas e do conteúdo fluido das formações geológicas em subsuperfície são os perfis de po-ços abertos, os perfis de raios gama e sônicos, os testes de pressão em poços e a perfilagem de produção. Acerca desses instrumentos, assinale a opção correta.

(A) Os perfis de poços abertos têm a característica de somente medir as proprie-dades elétricas dos minerais das rochas e do conteúdo fluido destas.

(B) Os perfis de raios gama são utilizados na detecção do conteúdo de hidrocarbo-netos das formações geológicas.

(C) Os perfis sônicos são utilizados na estimativa de porosidade da rocha, detec-ção de volume de fraturas nas rochas, grau de compactação das rochas e na estimativa de suas constantes elásticas.

(D) Os dois mais importantes objetivos dos testes de pressão em poços são de-terminar a pressão dinâmica de fluxo dos fluidos e estimar o tamanho do re-servatório.

(E) Na perfilagem de produção, a avaliação dos reservatórios ocorre por deter-minação do calibre do poço e do cálculo dos danos à formação produtora de hidrocarboneto.

112. (adaptada – foi anulada no gabarito oficial) A completação de um poço cons-titui-se em etapa necessária para a retirada e a produção de hidrocarboneto e pela vida útil de um poço. A completação deve ser, portanto, bem feita, devendo o poço ter, em seu revestimento, resistência necessária para produção e limpeza contínuas, tanto em terra quanto no mar. Em relação a esse assunto, assinale a opção correta.

(A) Para que se avalie a qualidade da cimentação de um poço, cuja função é manter a vedação hidráulica entre os intervalos onde pode haver fluxo de fluidos, são utilizados os perfis sônico e ultra-sônico.

(B) O canhoneio é uma técnica em que um poço é bombardeado, depois de tam-ponado, para que, uma vez rompido o tampão, se torne mais produtivo.

(C) O obturador (packer) de produção, que pode ser tanto recuperável como per-manente, é um equipamento de segurança utilizado para evitar desmorona-mento das paredes revestidas do poço.

(D) A árvore de natal, tanto convencional quanto molhada, é um equipamento que controla o fluxo de hidrocarboneto no fundo dos poços revestidos.

(E) A intervenção em poços produtores somente acontece quando existe ameaça de explosão (blowout).

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Lista de Provas113. Acerca do estudo dos reservatórios de petróleo, assinale a opção correta.

(A) Os condicionamentos fundamentais que permitem o fluxo de hidrocarbonetos nas rochas são a deformação por cisalhamento puro e a saturação de fluidos.

(B) Para que haja possibilidade de fluxo de hidrocarbonetos do reservatório para o poço, é necessário que a rocha seja subsaturada em seus volumes de óleo e gás.

(C) A permeabilidade efetiva mede a capacidade de um fluido de escoar em rela-ção a outros coexistentes, e depende das saturações de cada um dos fluidos no meio poroso.

(D) Caso não haja nenhuma perda, as condições dos fluidos existentes no re-servatório, como hidrocarbonetos líquidos, gás livre e água, são as mesmas condições que estes fluidos teriam quando levados à superfície.

(E) O mecanismo de produção em um poço resume-se apenas à descompressão do reservatório, que gera a energia necessária para a ascensão dos fluidos.

114. Assinale a opção correta, com relação à elevação de petróleo e ao processamen-to primário do petróleo.

(A) A elevação natural do petróleo é um processo em que a pressão de fluido insuficiente de um reservatório tem que ser aumentada por injeção de outros fluidos, para que o petróleo possa alcançar a superfície.

(B) Para que os fluidos surjam na superfície atingindo as facilidades de produção, a partir do reservatório, é necessário que haja: fluxo do fluido no reservatório, em meio poroso; fluxo do fluido no poço; fluxo do fluido através da linha de produção.

(C) Em relação ao fluxo na coluna de produção, o gradiente devido à elevação corresponde ao gradiente dinâmico e independe da densidade média do fluido.

(D) A elevação de um gás (gás-lift) é um método convencional que usa gás livre para alçar os fluidos — óleo e (ou) água —até a superfície.

(E) No processo de tratamento para a obtenção de óleo e gás, a água que vem associada aos hidrocarbonetos é de fácil remoção e retirada já na etapa de produção, não trazendo inconvenientes nas etapas de transporte e refino.

2005

23. (ADAPTADA) Com relação a Sistemas Petrolíferos, é correto afirmar que:

(A) os carbonatos correspondem aos principais reservatórios das bacias sedi-mentares brasileiras.

(B) os arenitos (siltitos) constituem as principais rochas geradoras. (C) os reservatórios areníticos só ocorrem em bacias sedimentares marinhas. (D) as dobras anticlinais correspondem a armadilhas estratigráficas. (E) as falhas constituem um dos principais canais de migração secundária da

rocha geradora para a rocha reservatório.

26. Para um sistema de um único componente puro, NÃO é correto afirmar que:

(A) a pressão de bolha e a pressão de orvalho são iguais a uma determinada temperatura.

(B) a pressão na qual duas fases podem coexistir em equilíbrio é conhecida como pressão de vapor.

(C) à pressão atmosférica, a temperatura de bolha e a temperatura de orvalho são diferentes.

(D) a uma determinada temperatura, duas fases (vapor e líquido) podem existir em equilíbrio apenas a uma pressão.

(E) o ponto crítico pode ser definido como a maior temperatura na qual duas fa-ses podem coexistir.

79

Lista de Provas30. A viscosidade do óleo tem uma forte influência da temperatura, da pressão, do

oAPI, da razão de solubilidade e da densidade do gás dissolvido. Neste sentido, a viscosidade é:

(A) menor quando se aumentam a temperatura e a pressão. (B) menor quando se aumentam o oAPI e a densidade do gás dissolvido. (C) menor quando se aumentam a temperatura e a razão de solubilidade. (D) maior quando se aumentam a pressão e o oAPI. (E) maior quanto maior forem o oAPI e a temperatura.

35. As brocas utilizadas na perfuração são divididas em “sem partes móveis”, das quais as mais comuns são as de PDC e as de diamantes naturais, e as “com cones girantes”, dentre as quais as mais utilizadas são as tricônicas (3 cones), que possuem estrutura cortante de dentes de aço ou de insertos de carbureto de tungstênio. A esse respeito, considere as seguintes afirmações:

I - as brocas de diamantes naturais são basicamente usadas em formações mo-les, devido ao grande tempo de broca no fundo conseguido por elas;

II - quando usadas em uma mesma formação, as brocas com estrutura cortante de insertos de carbureto de tungstênio duram mais que as de dentes de aço, pois são feitas de material mais resistente;

III - as brocas PDC não devem ser utilizadas em formações extremamente duras e abrasivas, porque o calor gerado durante a perfuração tende a degradar os compactos de PDC;

IV - em formações moles sempre é melhor utilizar uma broca PDC do que uma dente de aço, tendo em vista que elas perfuram com taxas maiores e têm maior tempo de broca no fundo. São corretas apenas as afirmações:

(A) I e II. (B) I e III. (C) II e III. (D) II e IV. (E) III e IV.

37. Existem dois grandes grupos de fluidos de perfuração: os fluidos de base aquosa, cujo principal componente é a água, e os fluidos de base não aquosa, cujo prin-cipal componente são bases orgânicas como ésteres, parafinas e, em algumas regiões do mundo, até mesmo o diesel. Cada um destes grupos apresenta vanta-gens e desvantagens. Assinale a opção que apresenta uma vantagem dos fluidos de perfuração de base não aquosa.

(A) Caracterizam-se por um alto grau de lubricidade e baixo grau de corrosão. (B) Apresentam um menor custo inicial. (C) Têm menor potencial de causar problemas ambientais. (D) Facilitam a detecção de um hidrocarboneto que esteja invadindo o poço. (E) Resultam em maiores taxas de perfuração.

38. (ADAPTADA) Um poço de petróleo vertical com 1.000 metros de profundidade en-contra-se completamente cheio com um fluido de massa específica igual a 16,6 Ib/gal. Sabendo-se que a pressão atmosférica no local é de 14 psi, que a água doce tem uma massa específica de 8,3 Ib/gal e um gradiente de pressão de 1,42 psi/m, e que o fluido que se encontra no poço pode ser considerado como incompressível, é correto afirmar que a pressão hidrostática no fundo do poço, em psi, vale:

(A) 2.854 (B) 2.840 (C) 1.434 (D) 1.420 (E) 710

80

Lista de Provas39. Na perfuração marítima de poços pioneiros há basicamente 4 tipos de sondas: as

autoeleváveis (PA), as submersíveis, as semi-submersíveis (SS) e os navios-sonda. A esse respeito, considere as afirmações abaixo. I -As plataformas mais utilizadas em lâminas d’água rasas são auto-eleváveis (PA), tendo em vista que são mais baratas e podem operar nessas profundidades. II -As plataformas submersíveis são muito utilizadas em lâminas d’água profundas, tendo em vista sua grande estabili-dade. III -Os navios-sonda operam nas mesmas faixas de lâminas d’água que as semi-submersíveis (SS), mas são mais instáveis que estas. IV -As semi-submersí-veis (SS) operam apenas ancoradas, diferente dos navios-sonda que podem ser ancorados ou posicionados dinamicamente. São corretas apenas as afirmações:

(A) I e II. (B) I e III. (C) II e III. (D) II e IV. (E) III e IV.

43. Um packer é um equipamento utilizado na completação dos poços para prender a coluna de produção ao revestimento de produção, a uma determinada pro-fundidade, isolando o espaço anular acima do packer do intervalo canhoneado e/ou da zona aberta ao fluxo. Um packer do tipo hidráulico ou hidrostático é assentado por:

(A) rotação e tração. (B) rotação e compressão. (C) rotação à direita e pressão. (D) pressão no anular. (E) pressão na coluna.

47. Operações de fraturamento hidráulico são realizadas com o objetivo de aumentar a produtividade dos poços. As opções abaixo apresentam motivos pelos quais o fraturamento hidráulico aumenta a produtividade dos poços, EXCETO uma. Indi-que-a.

(A) Aumenta enormemente a permeabilidade natural da rocha reservatório. (B) Modifica o modelo de fluxo do reservatório para o poço. (C) A fratura ultrapassa a zona com permeabilidade restringida próximo ao poço. (D) A fratura pode atingir uma área do reservatório mais distante do poço com

melhores condições permo-porosas. (E) Em reservatórios lenticulares a fratura criada poderá atingir zonas não previa-

mente conectadas ao poço.

49. Dos métodos abaixo, assinale aquele que NÃO é considerado um método de avaliação das formações.

(A) Amostra de calha. (B) Perfilagem. (C) Teste de Produção. (D) Teste de Miscibilidade. (E) Teste de Injetividade.

81

Lista de Provas O gráfico abaixo, que representa as curvas de permeabilidades relativas (Krw e

Kro) de um meio poroso contendo óleo a água, se refere às questões 51 e 52.

51. Com base nas informações contidas no gráfico, é correto afirmar que:

(A) para saturações de água abaixo de 60%, a permeabilidade efetiva ao óleo é menor que a permeabilidade efetiva à água.

(B) a saturação de água conata é aproximadamente 60%. (C) a saturação de óleo residual é praticamente nula. (D) a permeabilidade absoluta da rocha para uma saturação de água de 80% é,

no mínimo, maior do que para uma saturação de 60% de água. (E) a permeabilidade efetiva à água é sempre menor do que a permeabilidade

efetiva ao óleo, quando a viscosidade da água for menor do que a do óleo.

52. Além das informações contidas no gráfico de permeabilidades relativas, são co-nhecidas as seguintes informações sobre os fluidos contidos no meio poroso: Considerando que o fluxo ocorre em regime permanente e linear, a Razão Água-Óleo (RAO), definida como a relação entre as vazões de água e de óleo medidas em condições padrão, vale:

(A) 0,5 std m3 de água/std m3 de óleo. (B) 1,0 std m3 de água/std m3 de óleo. (C) 2,0 std m3 de água/std m3 de óleo. (D) 165 std m3 de água/std m3 de óleo. (E) 330 std m3 de água/std m3 de óleo.

53. Em estudos de caracterização de reservatórios, a variável porosidade é de funda-mental importância. Sobre esta variável é correto afirmar que a(o):

(A) determinação da porosidade efetiva tem maior valor prático que a porosidade absoluta quando se trata de fluxo de fluidos em meios porosos.

(B) porosidade obtida por meio de perfis elétricos representa apropriadamente a porosidade efetiva do meio.

(C) porosidade de uma rocha formada por grãos menores tem geralmente menor valor do que se formada por grãos maiores.

(D) estabelecimento de uma boa correlação entre as porosidades absolutas das rochas com suas respectivas permeabilidades é comum.

(E) processo de dolomitização em rochas carbonáticas geralmente acarreta um pequeno aumento no valor da porosidade.

82

Lista de Provas55. O escoamento dos fluidos desde o reservatório até as facilidades de produção

pode ser dividido em três etapas de fluxo, sendo a primeira a que ocorre dentro do reservatório, na qual o(a):

(A) fluxo de um fluido através de um meio poroso ocorre sempre do ponto de maior pressão para o de menor pressão.

(B) índice de produtividade (IP) de um poço no regime pseudopermanente de-clina com o tempo de produção, uma vez que a sua pressão de fluxo (pw) também diminui com o tempo de produção.

(C) tempo para se atingir o regime pseudopermanente é função, entre outros parâmetros, do tamanho do reservatório e da vazão de produção, para um poço que produz com vazão constante em um reservatório selado nos seus limites externos.

(D) pressão, em qualquer ponto do meio poroso, varia linearmente com o tempo de produção, considerando o escoamento de um fluido pouco compressível, quando ocorre o regime de fluxo pseudopermanente.

(E) pressão estática do sistema é igual à pressão no limite externo do reserva-tório, considerando um poço produzindo em regime pseudopermanente no centro de um reservatório circular.

56. O mecanismo de produção do reservatório influencia sobremaneira o comportamento de vazão dos poços ao longo do tempo. Considerando os três principais mecanismos de produção dos reservatórios de petróleo, é correto afirmar que:

(A) reservatórios que operam com forte influxo de água apresentam pequena re-dução da pressão estática do reservatório com a produção acumulada.

(B) reservatórios que produzem exclusivamente pelo mecanismo de gás-em-so-lução apresentam uma razão gasóleo de produção sempre crescente com o aumento da produção acumulada.

(C) o mecanismo de produção que proporciona a maior vazão média por poço quando a fração de água produzida é elevada é o Bombeio Centrífugo Sub-merso.

(D) o mecanismo de produção de reservatório Gás-Lift apresenta uma razão crescente gás-óleo de produção para altos fatores de recuperação do reser-vatório.

(E) os poços de reservatórios cujo principal mecanismo de produção é a expan-são da capa de gás apresentam uma razão gás-óleo de produção aproxima-damente constante com a produção acumulada.

57. No gráfico abaixo estão representadas duas funções de um reservatório qualquer que tem ho como cota de base e ht como cota de topo do reservatório.

As variáveis utilizadas são definidas como: Swi -Saturação de água inicial ou satu-ração de água conata φ -Porosidade da rocha reservatório A -Área do reservatório A formulação que indica adequadamente a saturação média de água inicial deste reservatório é:

83

Lista de Provas

64. A válvula de Gas-Lift é um equipamento utilizado para permitir a passagem con-trolada de gás de injeção do anular para o interior da coluna de produção. É utilizada tanto em poços que produzem por Gas-Lift Contínuo como por Gas-Lift Intermitente. Nos poços que produzem por Gas-Lift Contínuo são utilizados, nor-malmente, dois tipos de válvulas: as operadas pela pressão do gás do anular e as válvulas de orifício, sobre as quais é correto afirmar que:

(A) ambos os tipos podem ser utilizados simultaneamente em um mesmo poço. (B) os dois tipos possuem um mecanismo para abertura e fechamento da válvula. (C) as válvulas operadas pela pressão do gás do anular fecham com o aumento

da pressão do gás de injeção no anular. (D) a válvula de orifício é a que permite a passagem de fluidos da coluna de pro-

dução para o espaço anular. (E) havendo problema em alguma válvula instalada no poço, ela somente poderá

ser substituída com a retirada da coluna de produção.

68. Considere a descoberta de um campo de petróleo em terra com as seguintes características:

- Pequena profundidade do reservatório; - Baixo volume de óleo recuperável; - Queda acentuada da pressão do reservatório com a produção; - Baixa razão de solubilidade; e - Óleo com alta viscosidade.

Sabendo-se que o campo descoberto está a uma distância de aproximadamente 50 quilômetros de outros campos cujos poços estão sendo produzidos por Gas-Lift Contínuo e Intermitente, os métodos mais adequados para a produção dos poços do novo campo são:

(A) Bombeio por Cavidades Progressivas e Bombeio Mecânico com Hastes. (B) Bombeio Centrífugo Submerso e Bombeio por Cavidades Progressivas. (C) Bombeio Mecânico com Hastes e Bombeio Centrífugo Submerso. (D) Bombeio Mecânico com Hastes e Gas-Lift Intermitente. (E) Gas-Lift Contínuo e Gas-Lift Intermitente.

84

Lista de Provas69. Na figura abaixo está representado um trecho de uma linha horizontal de diâmetro

constante, onde um fluido incompressível escoa em regime permanente e tem-peratura constante. Há na linha dois manômetros instalados, separados por uma distância “L”. Sabe-se que a pressão P1 é maior que a pressão P2.

Com base nestes dados, analise as afirmações abaixo. I -O sentido do escoa-mento não pode ser determinado com os dados fornecidos no problema. II -O gradiente de pressão de toda a linha pode ser representado por (P2 -P1)/L. III -Se o regime for laminar, o fator de fricção dependerá apenas do número de Reynolds. IV -Se P2 = 30 kgf/cm2 e o fluido tem massa específica de 800 kg/m3, a pressão em altura equivalente de fluido corresponderá a 240 metros. É(São) correta(s) apenas a(s) afirmação(ões):

(A) III. (B) II e III. (C) II e IV. (D) I, II e III. (E)II, III e IV.

72. O tratamento efetuado no óleo produzido nos campos produtores tem a finalidade de remover:

(A) todos os sais presentes na água. (B) apenas a água livre produzida com o petróleo. (C) somente a água emulsionada ao petróleo. (D) a água livre e boa parte da água emulsionada. (E) toda a água que é produzida associada ao petróleo.

74. Os separadores que são usados nos campos de petróleo na separação gás/líqui-do:

(A) promovem a separação da água emulsionada. (B) operam sem problemas na presença de grande quantidade de espuma. (C) não têm a operação afetada em função da presença de areia. (D) são dotados de extratores de névoa, necessários para promover uma melho-

ria da separação óleo/água. (E) são mais eficientes quando construídos na forma horizontal do que quando

construídos na forma vertical.

75. Hidratos, incrustrações e parafinas obstruem dutos em instalações produtoras de petróleo. A ocorrência desses problemas deve-se à presença, respectivamente, de:

(A) água no gás; bactérias na água; hidrocarbonetos parafínicos no petróleo. (B) água e H2S no gás; sais dissolvidos na água; hidrocarbonetos aromáticos no

petróleo. (C) água e H2S no gás; sais dissolvidos na água; hidrocarbonetos parafínicos no

petróleo. (D) metano, etano, H2S e água no gás; matéria orgânica na água; hidrocarbone-

tos naftênicos no petróleo. (E) metano, etano e H2S no gás; gases dissolvidos na água; hidrocarbonetos

parafínicos no petróleo.

85

Lista de Provas76. O volume original in place (N) de um reservatório de petróleo foi calculado como

sendo de 40.000 m3. A saturação de água irredutível é de 10% e o volume recu-perável deste reservatório foi estimado em 60%. Sabendo-se que a produção de petróleo acumulada (Np) é de 14.000 m3, a reserva atual de petróleo deste reser-vatório é, em m3, de:

(A) 7.600 (B) 10.000 (C) 14.040 (D) 15.600 (E) 26.000

77. Um poço produzindo no declínio exponencial apresenta a seguinte equação para o comportamento da vazão de óleo: q = 150 exp(-0,25t) onde t é o tempo de pro-dução em anos e q é a vazão do poço em std m3/d. Sabendo-se que a vazão de abandono do poço é de 5 std m3/d, e considerando que um ano tem 365 dias, o volume recuperável de óleo na região de influência do poço, em std m3, vale:

(A) 400 (B) 36.500 (C) 146.000 (D) 153.300 (E) 240.000

79. Em projeto de injeção de água, a eficiência de varrido vertical:

(A) independe da razão de mobilidades. (B) independe do volume injetado. (C) depende da localização dos poços de injeção. (D) depende da variação vertical de permeabilidade. (E) depende da área do reservatório.

Extra

Sobre projetos convencionais de recuperação de petróleo (recuperação secundá-ria), é correto afirmar: ( ) A eficiência de varrido vertical depende da distribuição dos poços de injeção

e produção e do volume de fluido injetado. ( ) A eficiência de varrido volumétrica sempre depende das eficiências de var-

rido vertical e horizontal. ( ) A eficiência de varrido vertical depende da razão de mobilidade dos fluidos

injetado e do reservatório, e do volume de fluidos injetado.

2010

Foi mapeada uma acumulação de óleo em águas profundas na camada pré-sal, numa área de 100 km2 e de espessura média da zona produtora (net pay) de 50 m. Análises preliminares de rocha e dos fluidos produzidos, feitas a partir de tes-temunhos e de teste de formação, revelaram tratar-se de uma rocha carbonática com porosidade média de 10%, saturação de água de 25%, portando óleo leve, com elevada razão gás-óleo e fator volume de formação do óleo igual a 1,5. Com base nessas informações e estimando que o fator de recuperação seja de 20%, o volume recuperável de óleo, em milhões de m3, é de, aproximadamente,

(A) 50 (B) 67 (C) 75 (D) 150 (E) 250

86

Lista de Provas28. Nos reservatórios de petróleo, os principais mecanismos de produção são o influ-

xo de água, o gás em solução, a capa de gás, a segregação gravitacional ou uma combinação destes. Nessa situação, afirma-se que

(A) o mecanismo de gás em solução se caracteriza, principalmente, por ser pos-sível, no processo exploratório da jazida, a obtenção de valores elevados de recuperação do óleo em relação ao volume de óleo original.

(B) no mecanismo de gás em solução, quando os poços são colocados em pro-dução, normalmente há um declínio acentuado na pressão do reservatório, causando uma excessiva liberação de gás no reservatório que resulta num crescimento rápido da razão gás-óleo.

(C) nos reservatórios de capa de gás, é recomendado que sejam canhoneadas as zonas de óleo e de gás e abertas ao fluxo em conjunto.

(D) uma das características marcantes do influxo de água, como mecanismo de produção, é o baixo valor que se consegue obter do fator de recuperação de hidrocarbonetos.

(E) para aumentar o fator de recuperação de óleo nos poços que drenam reser-vatórios com influxo de água atuante, é recomendado que o intervalo canho-neado se estenda até abaixo da interface do contato óleo-água.

29. Foi definida uma locação para a perfuração de um poço produtor de óleo, em um bloco exploratório da camada présal, contido numa área de preservação ambien-tal que proíbe o uso de fluidos sintéticos. Como é esperada a perfuração de um longo trecho de halita, o fluido de perfuração recomendado para essa situação é

(A) água do mar. (B) óleo diesel. (C) fluido aerado. (D) fluido inibido com polímeros. (E) solução salina saturada.

37. No processamento primário de petróleo, o fluxo de um determinado glicol, feito em contracorrente com o gás natural produzido, tem como objetivo

(A) possibilitar a eliminação de H2S. (B) possibilitar a retirada do gás carbônico presente no gás natural. (C) reduzir o teor de água do gás natural produzido. (D) eliminar os sólidos em suspensão no gás natural. (E) aumentar o poder calorífico do gás natural.

47. O Bombeio Centrífugo Submerso (BCS) é um método de elevação artificial muito usado na produção de petróleo e se caracteriza por utilizar uma bomba centrífuga de múltiplos estágios, acionada por um motor elétrico. Para permitir uma partida suave do motor e aumentar a flexibilidade operacional do sistema, é utilizado, na superfície, um equipamento elétrico chamado variador de frequência (VSD). Com relação a esse método, afirma-se que a

(A) capacidade de elevação da bomba centrífuga (Head) depende da densidade dos fluidos produzidos.

(B) rotação do conjunto motor-bomba é diretamente proporcional ao quadrado da variação da frequência elétrica utilizada no VSD.

(C) potência requerida ao eixo do motor varia na razão cúbica da variação da fre-quência elétrica utilizada no VSD.

(D) potência elétrica requerida ao eixo do motor é diretamente proporcional ao quadrado da densidade média dos fluidos produzidos.

(E) eficiência de bombeamento independe da vazão de líquido bombeado.

87

Lista de Provas58. Poços offshore perfurados em águas ultraprofundas possuem uma janela de ope-

ração (diferença entre o gradiente de poros e o gradiente de fraturas) mais estrei-ta. A esse respeito, afirma-se que a

(A) tensão de sobrecarga é maior em poços offshore ultraprofundos, devido à ele-vada lâmina d’água, o que aumenta consideravelmente o gradiente de poros, aproximando-o do gradiente de fraturas.

(B) tensão de sobrecarga é menor em poços offshore ultraprofundos, devido à substituição de uma elevada espessura de sedimentos por uma elevada lâmi-na d’água, o que reduz os esforços transmitidos para as formações soterra-das, diminuindo consideravelmente a tensão de fratura.

(C) elevada lâmina d’água produz uma alta pressão hidrostática no leito marinho, o que causa uma pressão anormalmente alta nas formações.

(D) estreita janela de operação resulta em um projeto de poço mais simples, com menos fases a serem perfuradas.

(E) estreita janela de operação sempre permitirá o uso da tolerância ao kick como critério de assentamento de sapatas, independente dos valores de gradiente de poros e gradiente de fraturas.

59. (ANULADA) Com relação às operações de acidificação de matriz, analise as afir-mativas a seguir.

I - Durante uma acidificação com o mud acid, o HF ataca preferencialmente a sí-lica, devido à sua maior participação na composição mineralógica das rochas reservatório.

II - Durante uma acidificação, é recomendável fraturar a formação quando a in-jetividade for baixa, para evitar que a coluna fique exposta ao ácido por um tempo excessivo.

III - Nos intervalos espessos, é importante adotar medidas no sentido de promo-ver a divergência do ácido. IV -Nos arenitos em que a presença de clorita é elevada, não é recomendada a utilização do HCL devido à alta solubilidade dessa argila no ácido.

São corretas APENAS as afirmativas

(A) I e II. (B) I e IV. (C) III e IV. (D) I,II e III. (E) II,III e IV.