1- 1 -

OPERADOR DE SONDA DE PRODUÇÃO

DEPARTAMENTO REGIONAL DO RIO GRANDE DO NORTE

OPERADOR DE SONDA DE PRODUÇÃO

© PETROBRAS – Petróleo Brasileiro S.A.

Todos os direitos reservados e protegidos pela lei 9.610, de 19.2.1998.

É proibida a reprodução total ou parcial, por quaisquer meios, bem como a produção de apostilas,

sem autorização prévia, por escrito, da Petróleo Brasileiro S.A. – PETROBRAS

Direitos exclusivos da PETROBRAS – Petróleo Brasileiro S.A.

PESSOA, Sidnei; TELES, Aldemir; PEREIRA, Francisco; MEDEIROS, Iran; FRANÇA, João Evaristo;

MESQUITA, Wellington; LIBERATO, Franklin.

Operador de Sonda de Produção / Prominp – SENAI. Mossoró, 2008

280 p.: 188 il.

PETROBRAS – Petróleo Brasileiro S.A.

Av. Almirante Barroso, 81 – 17º andar – Centro

CEP: 20030-003 – Rio de Janeiro – RJ - Brasil

ÍNDICE 1. RESERVATÓRIO DE PETRÓLEO............................................................................................................1

1.1 Petróleo.......................................................................................................................................... 1 1.1.1 Histórico.................................................................................................................................. 1 1.1.2 Fase Pré Comercial ................................................................................................................ 1 1.1.3 Fase Comercial....................................................................................................................... 2 1.1.4 Fase Industrial ........................................................................................................................ 2 1.1.5 Origem do Petróleo ................................................................................................................ 2 1.1.6 Migração e Trapas do Petróleo .............................................................................................. 4 1.1.7 Rocha Reservatório ou Jazida ............................................................................................... 4

2. PERFURAÇÃO DE POÇOS ......................................................................................................................9 2.1 Métodos e Equipamentos de Perfuração ......................................................................................9 2.2 Principais Componentes de uma Sonda de Perfuração................................................................9 2.3 Bloco de Coroamento (Crown Block)...........................................................................................10 2.4 Catarina (travelling block) ............................................................................................................10 2.5 Gancho (Hook).............................................................................................................................11 2.6 Cabeça de Injeção (Swivel) .........................................................................................................11 2.7 Guincho (Drawwork) ....................................................................................................................12 2.8 Mesa Rotativa (Rotary Table) ......................................................................................................12 2.9 Kelly .............................................................................................................................................13 2.10 Bombas de lama (Mud Pump) ...................................................................................................14 2.11 Compensador de Movimentos ...................................................................................................14 2.12 Top Drive....................................................................................................................................15 2.13 Componentes da Coluna de Perfuração ...................................................................................16

2.13.1 Comando de Perfuração (Drill Collar) ................................................................................16 2.13.2 Tubo de Perfuração (Drill Pipe) ..........................................................................................17 2.13.3 Tubo de Perfuração Pesado (Heavy Weigh)......................................................................17 2.13.4 Alargador ............................................................................................................................17 2.13.5 Escariador...........................................................................................................................17 2.13.6 Estabilizadores ...................................................................................................................18 2.13.7 Brocas.................................................................................................................................18

2.14 Colunas de Revestimento..........................................................................................................19 2.14.1 O que é? .............................................................................................................................19 2.14.2 Por que usamos? ...............................................................................................................19

2.15 Classificação quanto à função ...................................................................................................20 2.15.1 Condutor .............................................................................................................................20 2.15.2 Superfície............................................................................................................................20 2.15.3 Intermediário.......................................................................................................................21 2.15.4 Produção ............................................................................................................................21 2.15.5 Linear..................................................................................................................................22

2.16 Cimentação ................................................................................................................................23 2.16.1 Cimentação Primária ..........................................................................................................24 2.16.2 Objetivos/Funções da Cimentação Primária ......................................................................24 2.16.3 Cimentação Secundária .....................................................................................................24 2.16.4 Objetivos da cimentação secundária – Correção de cimentação – squeeze ....................25 2.16.5 Cimento ..............................................................................................................................26 2.16.6 Principais aditivos para Cimentação ..................................................................................27

2.17 Acessórios..................................................................................................................................28 2.17.1 Sapata ................................................................................................................................29 2.17.2 Colar ...................................................................................................................................30 2.17.3 Colar de Estágio .................................................................................................................31

2.17.4 Tampões.............................................................................................................................31 2.17.5 Centralizadores ..................................................................................................................32 2.17.6 Arranhadores......................................................................................................................33

2.18 Perfilagem..................................................................................................................................35 2.19 Otimização da perfuração..........................................................................................................36 2.20 Programa de revestimento.........................................................................................................36 2.21 Programa de fluido de perfuração .............................................................................................36 2.22 Programa de brocas ..................................................................................................................36 2.23 Parâmetros Mecânicos ..............................................................................................................36 2.24 Parâmetros Hidráulicos..............................................................................................................37 2.25 Operações especiais de Perfuração..........................................................................................37

2.25.1 Kick .....................................................................................................................................37 2.25.2 Causas de Kick...................................................................................................................37 2.25.3 Indícios de Kick ..................................................................................................................38 2.25.4 Controle do Kick .................................................................................................................38

2.26 Pescaria .....................................................................................................................................38 2.26.1 Pescaria de pequenos objetos ...........................................................................................38 2.26.2 Pescaria de elementos tubulares .......................................................................................39

2.27 Testemunhagem ........................................................................................................................40 2.28 Teste de formação .....................................................................................................................40 2.29 Perfuração direcional .................................................................................................................40

2.29.1 Perfuração de poços direcionais ........................................................................................41 3. CONVERSÃO DE UNIDADES ................................................................................................................44

3.1 Sistema de unidades....................................................................................................................44 3.1.1 Histórico................................................................................................................................44

3.2 Equivalência entre unidades de medidas e uso na indústria do petróleo ...................................45 3.3 Capacidade de poço aberto ou tubos de perfuração produção ou revestimentos......................47 3.4 Capacidade anular entre tubos....................................................................................................48 3.5 Capacidade anular entre múltiplos tubos de produção, em tubos de revestimento ou poço aberto .................................................................................................................................................49 3.6 Tanques .......................................................................................................................................49 3.7 Bombas mais usadas...................................................................................................................51 3.8 Exercícios de matemática aplicada .............................................................................................55

4. SISTEMA DE UMA SONDA ....................................................................................................................57 4.1 Sistemas de sustentação.............................................................................................................59

4.1.1 Pontos de limitação do sistema de sustentação ..................................................................60 4.1.2 Quadro de manobras............................................................................................................60 4.1.3 Bloco de coramento..............................................................................................................61 4.1.4 Catarina ................................................................................................................................63 4.1.5 Gancho de Catarina .............................................................................................................64

4.2 Sistema de circulação..................................................................................................................65 4.3 Sistema de segurança .................................................................................................................66

4.3.1 Extintores de incêndio ..........................................................................................................67 4.3.2 Sistema de combate a incêndio ...........................................................................................67 4.3.3 Volume de descargas – bombas triplex ...............................................................................70 4.3.4 Preventor de gavetas (BOP) ................................................................................................72 4.3.5 Sistema de parada de emergência da sonda.......................................................................76 4.3.6 Acessórios ............................................................................................................................76 4.3.7 Trava-quedas........................................................................................................................76 4.3.8 Gerônimo..............................................................................................................................77 4.3.9 Conversão de unidades........................................................................................................78

4.4 Acessórios....................................................................................................................................80 4.4.1 Mesa rotativa ........................................................................................................................80 4.4.2 Swivel (cabeça de injeção)...................................................................................................80 4.4.3 Power Swivel ........................................................................................................................80 4.4.4 Instrumentos de controle ......................................................................................................82

4.4.5 Equipamentos de manuseio .................................................................................................83 4.4.6 Coluna de trabalho ...............................................................................................................83 4.4.7 Tubos para coluna de produção...........................................................................................85

5. FLUIDOS DE COMPLETAÇÃO ..............................................................................................................86 5.1 Introdução ....................................................................................................................................86 5.2 Operações executadas pela sonda de completação...................................................................86

5.2.1 Completação.........................................................................................................................86 5.2.2 Restauração .........................................................................................................................87 5.2.3 Recompletação.....................................................................................................................87 5.2.4 Limpeza ................................................................................................................................87 5.2.5 Estimulação ..........................................................................................................................88 5.2.6 Avaliação ..............................................................................................................................88

5.3 Etapas da completação de um poço............................................................................................88 5.4 Fluido de completação.................................................................................................................89

5.4.1 Definição...............................................................................................................................89 5.5 Funções do fluido de completação ..............................................................................................89

5.5.1 Funções básicas...................................................................................................................89 5.6 Características do fluido de completação....................................................................................90 5.7 Propriedades do fluido de completação.......................................................................................90 5.8 Fatores que afetam a escolha do fluido de completação ............................................................91

5.8.1 Temperatura .........................................................................................................................91 5.8.2 Seqüência para o cálculo da redução de densidade ...........................................................92 5.8.3 Pressão da formação ou pressão de poros .........................................................................93 5.8.4 Equipamento para medição da densidade – balança densimétrica.....................................94 5.8.5 Soluções salinas e suas densidades ...................................................................................95

5.9 Classificação dos fluidos de completação ...................................................................................95 5.10 Tipos de fluido de completação .................................................................................................96 5.11 Descrição dos principais fluidos de completação ......................................................................96

5.11.1 Soluções salinas.................................................................................................................96 5.11.2 Composição básica ............................................................................................................97

5.12 Tipos e características ...............................................................................................................97 5.12.1 Solução salina simples .......................................................................................................97 5.12.2 Soluções salinas compostas ..............................................................................................98

5.13 Fluidos de perfuração modificados..........................................................................................100 5.14 Fluidos especiais......................................................................................................................101 5.15 Petróleo, óleos viscosificados..................................................................................................101

5.15.1 Composição básica ..........................................................................................................101 5.15.2 Vantagens, desvantagens e limitações............................................................................102

5.16 Fluidos de emulsão inversa .....................................................................................................102 5.17 Espumas ..................................................................................................................................103 5.18 Aditivos usados no fluido de completação...............................................................................104

5.18.1 Bactericidas ......................................................................................................................104 5.18.2 Anti-espumantes...............................................................................................................104 5.18.3 Surfactantes......................................................................................................................104 5.18.4 Inibidores de Corrosão .....................................................................................................104 5.18.5 Estabilizadores de argilas.................................................................................................105 5.18.6 Inibidores de argilas .........................................................................................................105 5.18.7 Alcalinizantes....................................................................................................................105 5.18.8 Adensantes.......................................................................................................................105

5.19 Packer fluido ............................................................................................................................105 5.19.1 Definição...........................................................................................................................105 5.19.2 Funções ............................................................................................................................106 5.19.3 Propriedades desejadas...................................................................................................106

5.20 Tampões de perda...................................................................................................................107 5.20.1 Definição...........................................................................................................................107 5.20.2 Tipos de tampões .............................................................................................................107

5.20.3 Materiais de combate à perda de circulação....................................................................107 6. INTERVENÇÃO EM SONDAS ..............................................................................................................109

6.1 Objetivo de intervenção em um poço ........................................................................................109 6.1.1 Tipo de poço – Identificação de um poço...........................................................................109 6.1.2 Intervenção para avaliação de um poço ............................................................................110 6.1.3 Intervenção para equipar poço para produção ou injeção.................................................110

6.2 Tipos de intervenção em poço produtor ou injetor ....................................................................110 6.2.1 Completação.......................................................................................................................111 6.2.2 Restauração .......................................................................................................................111 6.2.3 Recompletação...................................................................................................................111 6.2.4 Avaliação ............................................................................................................................112 6.2.5 Limpeza ..............................................................................................................................112 6.2.6 Mudança de método de elevação ......................................................................................112 6.2.7 Abandono ...........................................................................................................................112

6.3 Programa de intervenção...........................................................................................................113 6.3.1 Instalação de equipamentos de superfície.........................................................................113 6.3.2 Cabeça de produção ..........................................................................................................114 6.3.3 B. O. P. (Blow — Out Preventer)........................................................................................115 6.3.4 Condicionamento do revestimento.....................................................................................116 6.3.5 Itens para serem analisados durante condicionamento.....................................................117 6.3.6 Perfilagem — (Análise de cimentação primária) ................................................................119 6.3.7 Perfil de cimentação ...........................................................................................................119

6.4 Canhoneio..................................................................................................................................122 6.4.1 Histórico..............................................................................................................................122 6.4.2 Tipos de canhoneio ............................................................................................................125

6.5 Configuração de um poço completado ......................................................................................126 6.5.1 Cimentação.........................................................................................................................126

6.6 Características das operações com cimento com poço revestido ............................................127 6.7 Programa de completação.........................................................................................................128

6.7.1 Objetivo da intervenção......................................................................................................128 6.7.2 Dados para intervenção .....................................................................................................128 6.7.3 Dados de revestimento.......................................................................................................128 6.7.4 Dados de cimentação do revestimento de produção.........................................................129 6.7.5 Pressões esperadas...........................................................................................................129 6.7.6 Vazões de óleo esperadas .................................................................................................129

6.8 Seqüência operacional ..............................................................................................................129 6.8.1 Instalar e testar cabeça de produção .................................................................................129 6.8.2 Condicionar o revestimento (LV -122)................................................................................130 6.8.3 Correr perfis CBL/VDL/GR/CCL do fundo até 470m..........................................................130 6.8.4 Canhonear com 4 jatos/pé .................................................................................................130 6.8.5 Efetuar TIF’S seletivos (LV-132/LV-134)............................................................................131 6.8.7 Canhonear com 4 jatos/pé, cargas convencionais (LV-404) .............................................132 6.8.8 Canhonear com 4 jatos/pé, cargas convencionais (LV – 404)...........................................132 6.8.9 Efetuar TIF seletivo (LV-132/LV-134).................................................................................133 6.8.10 Isolar com compressão de cimento (LV-300), ou BPP (LV- 402). ...................................133 6.8.11 Recuperar BPR (LV-122), se for o caso (zona Açu – 400 preservadas). ........................133 6.8.12 Equipar o poço para produção de óleo por BM................................................................134 6.8.13 Liberar a sonda para DTM................................................................................................134

6.9 Padrões de execução ................................................................................................................135 7. AVALIAÇÃO DAS FORMAÇÕES.........................................................................................................136

7.1 Objetivo ......................................................................................................................................136 7.2 Teste de identificação de fluido (TIF).........................................................................................136 7.3 Pistoneio ....................................................................................................................................137 7.4 Coluna de pistoneio ...................................................................................................................138 7.5 Equipamentos de pistoneio........................................................................................................139

7.5.1 Vara de pistoneio................................................................................................................139

7.5.2 Cabo de pistoneio...............................................................................................................140 7.5.3 Oil Save ..............................................................................................................................141

7.6 Cuidados operacionais em operação de pistoneio....................................................................141 7.7 Caracterização dos fluidos.........................................................................................................142

7.7.1 Medição da vazão ..............................................................................................................142 7.7.2 Determinação do bsw (basic sediments and watter)..........................................................144 7.7.3 Determinação do grau API (América Petroleum Institute) .................................................147 7.7.4 Medição da salinidade........................................................................................................149

8. OPERAÇÕES DE ESTIMULAÇÕES ....................................................................................................154 8.1 Histórico .....................................................................................................................................154 8.2 Definição ....................................................................................................................................154 8.3 Dados necessários para um projeto de fraturamento................................................................157 8.4 Critérios para escolha do poço para fraturamento ....................................................................158 8.5 Tipos de fraturamento................................................................................................................158

8.5.1 Quanto à tubulação ............................................................................................................158 8.5.2 Quanto aos intervalos a serem fraturados .........................................................................159 8.5.3 Quanto ao objetivo .............................................................................................................159

8.6 Geometria de fratura..................................................................................................................160 8.6.1 Tipos de fratura: horizontais e verticais..............................................................................160

8.7 Direção da fratura ......................................................................................................................160 8.8 Modelos de cálculos para geometria de fratura.........................................................................161 8.9 Características dos modelos......................................................................................................161

8.9.1 Modelo PKN........................................................................................................................161 8.9.2 Modelo KGD .......................................................................................................................161

8.10 Etapas de um fraturamento .....................................................................................................162 8.10.1 Teste de linhas .................................................................................................................162 8.10.2 Teste de injetividade.........................................................................................................162 8.10.3 Pré- colchão......................................................................................................................162 8.10.4 Colchão.............................................................................................................................162 8.10.5 Carreador..........................................................................................................................163 8.10.6 Deslocamento...................................................................................................................163

8.11 Fluido de estimulação ..............................................................................................................163 8.11.1 Propriedades desejadas para um fluido de estimulação .................................................163 8.11.2 Características do fluido para cada etapa do fraturamanto .............................................164

8.12 Fluido de fraturamento.............................................................................................................165 8.12.1 Composição química – Gel base água ............................................................................166 8.12.2 Composição química – Gel base óleo..............................................................................166

8.13 Aditivos químicos .....................................................................................................................167 8.13.1 Gelificantes ou Espessantes ............................................................................................167 8.13.2 Reticuladores....................................................................................................................167 8.13.3 Quebradores.....................................................................................................................167 8.13.4 Preventores de emulsão...................................................................................................168 8.13.5 Controladores de filtrado ..................................................................................................168 8.13.6 Ativadores.........................................................................................................................168 8.13.7 Estabilizadores de argila ..................................................................................................168 8.13.8 Bactericidas ......................................................................................................................168 8.13.8 Antiespumantes................................................................................................................169 8.13.9 Preventores de bloqueio de água ....................................................................................169

8.14 Agente de sustentação ............................................................................................................169 8.14.1 Introdução.........................................................................................................................169 8.14.2 Propriedades Físicas........................................................................................................169

8.15 Seleção do agente de sustentação..........................................................................................170 8.15.1 Método da condutividade da fratura adimensional...........................................................170 8.15.2 Método baseado no aumento da condutividade esperado ..............................................170

8.16 Acidificação das formações .....................................................................................................172 8.16.1 Introdução.........................................................................................................................172

8.17 Ocorrência e causas de dano à formação...............................................................................174 8.17.1 Tipos de danos, causas e métodos de remoção..............................................................174

8.18 Localização do dano ................................................................................................................177 8.19 Tratamentos ácidos..................................................................................................................178 8.20 Operações que utilizam ácidos................................................................................................179

8.20.1 Limpeza de coluna ...........................................................................................................179 8.20.2 Lavagem ácida de canhoneados .....................................................................................180 8.20.3 Remoção de incrustação solúvel em ácido......................................................................181 8.20.4 Acidificação em carbonatos..............................................................................................181

8.21 Acidificação em arenitos ..........................................................................................................184 8.21.1 Estágios para uma acidificação em arenito......................................................................185 8.21.2 Funções de cada estágio .................................................................................................185

8.22 Planejamento e execução da operação ..................................................................................187 8.22.1 Providências anteriores à operação.................................................................................187 8.22.2 Mistura do ácido ...............................................................................................................187 8.22.3 Instalação e testes de linhas ............................................................................................189 8.22.4 Pressão máxima admissível.............................................................................................190 8.22.5 Parâmetros importantes durante a operação...................................................................190 8.22.6 Providências após a operação .........................................................................................191

8.23 Aditivos para sistemas ácidos..................................................................................................191 8.24 Tipos de aditivos ......................................................................................................................192

8.24.1 Inibidores de corrosão ......................................................................................................192 8.24.2 Surfactantes......................................................................................................................192 8.24.3 Surfactantes aniônicos .....................................................................................................193 8.24.4 Surfactantes catiônicos ....................................................................................................194 8.24.5 Surfactantes não-iônicos ..................................................................................................194 8.24.6 Surfactantes anfóteros .....................................................................................................195 8.24.7 Solventes mútuos .............................................................................................................195 8.24.8 Agentes seqüestradores...................................................................................................196 8.24.9 Estabilizadores de argilas..................................................................................................196 8.24.10 Critérios para utilização dos aditivos................................................................................197

9. EQUIPAMENTOS DE PRODUÇÃO......................................................................................................200 9.1 Especificação de equipamentos de poço ..................................................................................200 9.2 Principais equipamentos de poço..............................................................................................201 9.3 Instalação dos equipamentos de superfície ..............................................................................201

9.3.1 Cabeça de produção ..........................................................................................................203 9.3.2 Adaptadores .......................................................................................................................205 9.3.3 Packers...............................................................................................................................207

10. SEGURANÇA, MEIO AMBIENTE E SAÚDE. ....................................................................................211 10.1 Política de segurança, Meio Ambiente e Saúde e suas Diretrizes. ...........................................211 10.2 Diretrizes Coorporativas de Segurança, Meio Ambiente e Saúde da Petrobrás. ......................211 10.3 Capacitação, Educação e Conscientização ............................................................................212

10.3.1 S.M.S. – Segurança, Meio Ambiente e Saúde.................................................................212 10.4 Segurança do Trabalho ...........................................................................................................212 10.5 Ferramentas Prevencionistas ..................................................................................................213

10.5.1 Exemplo de Ferramentas Prevencionistas:......................................................................214 10.5.2 Princípio Básico................................................................................................................215

10.6 Permissão para Trabalho.........................................................................................................215 10.6.1 Serviços e Locais Obrigatórios para Emissão da “P.T.” ..................................................215

10.7 Detecção e Controle de H2s.....................................................................................................216 10.7.1 Características..................................................................................................................217 10.7.2 Equipamentos de Segurança Necessário Para Trabalhar Com H2s ...............................218 10.7.3 Conteúdo Mínimo a ser Reciclado com o Pessoal antes da Operação...........................218 10.7.4 Treinamento Obrigatório...................................................................................................218

10.8 Ambiente Confinado ................................................................................................................219 10.8.1 Cabe aos Trabalhadores ..................................................................................................219

10.8.2 Medidas Técnicas de Prevenção .....................................................................................220 10.8.3 Cuidados Indispensáveis para Trabalhos em Ambientes Confinados.............................221

10.9 Higiene Ocupacional ................................................................................................................221 10.9.1 Conceito de Higiene - OIT ................................................................................................222 10.9.2 Avaliação em Higiene do Trabalho ..................................................................................222 10.9.3 Fatores que Determinam a Ocorrências de Doenças Ocupacionais a Riscos Ambientais.....................................................................................................................................................223

10.10 Agentes Químicos..................................................................................................................224 10.10.1 Vias de Ingresso no Organismo .....................................................................................224

10.11 Atmosfera Explosiva ..............................................................................................................225 10.11.1 Definições.......................................................................................................................225

10.12 EPI – Equipamento de Proteção Individual ...........................................................................226 10.12.1 Trabalhos em Diferença de Nível ...................................................................................227 10.12.2 Equipamentos Necessários para Trabalhos em Desnível .............................................227 10.12.3 Como Escolher o Cinto Correto para um Determinado Serviço ....................................227 10.12.4 Levar em Consideração .................................................................................................228 10.12.5 Qual o Tipo de Cinto de Segurança que devo usar para Trabalhos em Diferença de Nível.....................................................................................................................................................228 10.12.6 Os pontos que se deve inspecionar no cinto de segurança, ante de cada subida........228 10.12.7 Cinto para Trabalhos Posicionados ...............................................................................229 10.12.8 O que é um EPC? ..........................................................................................................230 10.12.9 Trava-Quedas e seus Componentes .............................................................................230 10.12.10 Os Cuidados com Trava-Quedas.................................................................................230 10.12.11 Composição do Conjunto Trava-Quedas .....................................................................231 10.12.12 Antes de Utilizar o Trava-Quedas ................................................................................231 10.12.13 O que você têm que saber sobre Cabo de Aço ...........................................................231 10.12.14 Forma Correta De Medir O Cabo De Aço ....................................................................232 10.12.15 Os Cuidados com o Cabo De Aço ...............................................................................232 10.12.16 Fixação do Cabo Trava-Quedas ..................................................................................232 10.12.17 Cabo Retrátil.................................................................................................................232 10.12.18 Gerônimo (a escrita do equipamento é com “g” mesmo).............................................233 10.12.19 Os Cuidados Durante a Instalação/Ancoragem do Gerônimo.....................................233 10.12.20 Ancoragem Do Cabo Do Gerônimo No Chão ..............................................................234 10.12.21 Ancoragem superior, no mastro da sonda ..................................................................234 10.12.22 Forma Correta de Prender o Cabo De Aço c/Clipes....................................................234 10.12.23 Perguntas na Montagem do Gerônimo das Sondas ....................................................234 10.12.24 Componentes ...............................................................................................................235

10.13 Meio Ambiente .......................................................................................................................235 10.13.1 Definições: Lei Nº. 6.938 de 31 de Agosto de 1981.......................................................235 10.13.2 Meio Ambiente................................................................................................................235 10.13.3 Compromisso Ambiental ................................................................................................236 10.13.4 Aspecto e Impacto da Atividade de Sondagem .............................................................238 10.13.5 O que é CDA? ................................................................................................................238 10.13.6 Campanha ......................................................................................................................239 10.13.7 O que fazer com os Efluentes? ......................................................................................239 10.13.8 Saúde .............................................................................................................................239 10.13.9 Freqüências Importantes................................................................................................240 10.13.10 Limites de tolerância ruídos contínuos ou intermitentes ..............................................241 10.13.11 Conseqüência do Ruído para a Saúde do Trabalhador...............................................241 10.13.12 Programa de Controle Auditivo ....................................................................................242 10.13.13 Por Quanto Tempo devo usar meu Protetor Auricular na Jornada de Trabalho? .......242 10.13.14 Mandamentos dos Protetores Auriculares ...................................................................242 10.13.15 Riscos Ambientais e Mapas de Risco ..........................................................................243

11. PERCEPÇÃO DE RISCO ....................................................................................................................244 11.1 Introdução ................................................................................................................................244 11.2 Percepção de risco ..................................................................................................................244

11.3 Desvios, incidentes e acidentes...............................................................................................245 11.4 Risco x perigo ..........................................................................................................................246 11.5 Comportamento seguro ...........................................................................................................246 11.6 Como ocorrem os acidentes de trabalho.................................................................................247 11.7 Fatores contribuintes ...............................................................................................................248

11.7.1 Alertas de segurança........................................................................................................248 11.7.2 Execução segura das atividades......................................................................................248 11.7.3 Equipamento de Proteção Individual – EPI......................................................................249 11.7.4 Certificado de Aprovação - C.A. .......................................................................................250 11.7.5 Movimentação de carga ...................................................................................................251 11.7.6 Cabos de aço....................................................................................................................251 11.7.7 O que inspecionar? ..........................................................................................................252

11.8 Trabalho em altura...................................................................................................................252 11.8.1 Regras gerais ...................................................................................................................253 11.8.2 Recomendações para trabalho em altura ........................................................................253 11.8.3 Equipamentos...................................................................................................................254 11.8.4 Ferramentas e equipamentos...........................................................................................255 11.8.5 Limpeza e organização ....................................................................................................256 11.8.6 Plataformas de trabalho ...................................................................................................257 11.8.7 DTM..................................................................................................................................258

11.9 Mapa de risco...........................................................................................................................259 11.10 Análise pré-tarefa...................................................................................................................260

BIBLIOGRAFIA ..........................................................................................................................................261

LISTA DE FIGURAS Figura 1.1 – Transformação termoquímica da matéria orgânica e a geração do petróleo...................... 3 Figura 1.2 – Rocha Reservatório ou Jazida............................................................................................. 4 Figura 1.3 – Aerofotogrametria ................................................................................................................ 5 Figura 1.4 – Sismografia .......................................................................................................................... 6 Figura 1.5 – Gravimetria........................................................................................................................... 6 Figura 1.6 – Magnetometria ..................................................................................................................... 7 Figura 1.7 – Eletrorestividade .................................................................................................................. 7 Figura 1.8 – Satélite ................................................................................................................................. 8 Figura 2.1 – Torre de perfuração ............................................................................................................. 9 Figura 2.2 – Bloco de coroamento .........................................................................................................10 Figura 2.3 – Catarina (Travelelling Block)..............................................................................................10 Figura 2.4 – (Gancho Hook)...................................................................................................................11 Figura 2.5 – Cabeça de Injeção (Swivel) ...............................................................................................11 Figura 2.6 – Guincho (Drawwork) ..........................................................................................................12 Figura 2.7 – Mesa Rotativa ....................................................................................................................12 Figura 2.8 – Kelly ...................................................................................................................................13 Figura 2.9 – Bomba de lama (Mud Pump) .............................................................................................14 Figura 2.10 – Compensador de movimentos .........................................................................................14 Figura 2.11 – Top Drive..........................................................................................................................15 Figura 2.12 – Sistema de tratamento de lama.......................................................................................15 Figura 2.13 – Bop Anular .......................................................................................................................16 Figura 2.14 – Comando de Perfuração (Drill Collar)..............................................................................16 Figura 2.15 – Tubo de Perfuração (Drill Pipe). ......................................................................................17 Figura 2.16 – Tubo de Perfuração Pesado (Heavy Weigh) ...................................................................17 Figura 2.17 – Alargador..........................................................................................................................17 Figura 2.18 – Escariador ........................................................................................................................17 Figura 2.19 – Estabilizadores.................................................................................................................18 Figura 2.20 – Broca Tricônica de aço ....................................................................................................18 Figura 2.21 – Broca Tricônica de Tungstênio ........................................................................................19 Figura 2.22 – Revestimento ...................................................................................................................22 Figura 2.23 – Diâmetros usuais .............................................................................................................23 Figura 2.24 – Objetivos/Funções ...........................................................................................................23 Figura 2.25 – Cimentação Primária........................................................................................................24 Figura 2.26 – Squeeze ...........................................................................................................................25

Figura 2.26 – Classificação do cimento .................................................................................................26 Figura 2.27 – Aditivos de cimentação ....................................................................................................27 Figura 2.28 – Cimentação Típica Terra e PA.........................................................................................28 Figura 2.29 – Sapata guia ......................................................................................................................29 Figura 2.30 – Sapata flutuante ...............................................................................................................29 Figura 2.31 – Colar flutuante..................................................................................................................30 Figura 2.32 – Retentor ...........................................................................................................................30 Figura 2.33 – Colar de estágio ...............................................................................................................31 Figura 2.34 – Tampões plug ..................................................................................................................31 Figura 2.35 – Tampões plug 5 w Bottom e 5 w Top ..............................................................................32 Figura 2.36 – Centralizador....................................................................................................................32 Figura 2.37 – Arranhadores ...................................................................................................................33 Figura 2.38 – Cabeça de cimentação (1 plug) .......................................................................................33 Figura 2.39 – Cabeça de cimentação (2 plugs) .....................................................................................34 Figura 2.40 – Operação de cimentação.................................................................................................34 Figura 2.41 – cimentação de um estágio ...............................................................................................35 Figura 2.42 - Magneto ............................................................................................................................38 Figura 2.43 – Sub-cesta .........................................................................................................................39 Figura 2.44 – Cesta de circulação reversa ............................................................................................39 Figura 2.45 – Pescaria de elementos tubulares.....................................................................................39 Figura 2.47 – Tipos de poços.................................................................................................................40 Figura 2.48 – Steerable..........................................................................................................................41 Figura 2.49 – Poços direcionais .............................................................................................................42 Figura 2.50 – Projeto horizontal – Kop Raso .........................................................................................43 Figura 2.51 – Poço típico da bacia de Campos .....................................................................................43 Figura 4.1A – Sonda ..............................................................................................................................57 Figura 4.1B – Sonda ..............................................................................................................................58 Figura 4.2 – Suporte da coluna..............................................................................................................59 Figura 4.3 – Quadro de manobras .........................................................................................................60 Figura 4.4 – Bloco de coramento ...........................................................................................................61 Figura 4.5 – Disposição do cabeamento................................................................................................62 Figura 4.6 – Catarina..............................................................................................................................63 Figura 4.7 – Gancho de Catarina...........................................................................................................64 Figura 4.8 – Sistema de circulação de fluido .........................................................................................65 Figura 4.9 – SPT’S para 60000/10000 LBS...........................................................................................66 Figura 4.10 – SPT’S para 150000 e 200000 LBS..................................................................................66 Figura 4.11 – Sistema de completação de segurança...........................................................................67 Figura 4.12 – Sistema de combate a incêndio.......................................................................................67

Figura 4.13 – Bombas centrífugas .........................................................................................................68 Figura 4.14 – Preventor de gavetas.......................................................................................................72 Figura 4.15 – Bop...................................................................................................................................72 Figura 4.16 – Montagem correta das gavetas .......................................................................................72 Figura 4.17 – Observar proteção dos flanges........................................................................................73 Figura 4.18 A – Erro na instalação do Bop ............................................................................................74 Figura 4.18 B – Erro na instalação do Bop ............................................................................................74 Figura 4.18 C – Erro na instalação do Bop ............................................................................................74 Figura 4.19 A – Fluxo descontrolado do poço para a superfície (blow out) ..........................................75 Figura 4.19 B – Fluxo descontrolado do poço para a superfície (blow out) ..........................................75 Figura 4.20 – Trava-quedas ...................................................................................................................76 Figura 4.21 – Gerônimo .........................................................................................................................77 Figura 4.22 A – Power Swivel ................................................................................................................80 Figura 4.22 B – Power Swivel ................................................................................................................80 Figura 4.23 – Martin Decker...................................................................................................................82 Figura 4.24 – Funcionamento ................................................................................................................82 Figura 4.25 – Elevadores para tubos .....................................................................................................83 Figura 4.26 – Coluna de trabalho...........................................................................................................84 Figura 4.27 – Tubos de produção ..........................................................................................................85 Figura 5.1 – Fluido de completação armazenado nos tanques da sonda .............................................89 Figura 5.2 – Balança densimétrica.........................................................................................................94 Figura 5.3 – Densidade da água............................................................................................................94 Figura 5.4 – Escala da densidade (lb/gal)..............................................................................................94 Figura 5.5 – Indicador de Nível ..............................................................................................................94 Figura 5.6 – Soluções salinas e suas densidades.................................................................................95 Figura 5.7 – Esquema de um poço completado ..................................................................................106 Figura 5.8 – Poço completado com BCS .............................................................................................108 Figura 6.1 – Métodos de completação.................................................................................................111 Figura 6.2 – Poço abandonado conforme norma ANP ........................................................................112 Figura 6.3 – Instalação de equipamentos de superfície ......................................................................113 Figura 6.4 – Cabeça de produção universal ........................................................................................114 Figura 6.5 – BOP Blow-Out Preventer .................................................................................................115 Figura 6.6 – BOP de gavetas Shaffer ..................................................................................................115 Figura 6.7 – Condicionamento do revestimento ..................................................................................116 Figura 6.8 - Perfilagem.........................................................................................................................119 Figura 6.9 – Percurso do sinal acústico ...............................................................................................120 Figura 6.10 – Apresentação do perfil ...................................................................................................120 Figura 6.11 – Tipos de perfis acústicos ...............................................................................................121

Figura 6.12 – Histórico .........................................................................................................................122 Figura 6.13 – Canhoneio adaptado......................................................................................................123 Figura 6.14 – Características ...............................................................................................................124 Figura 6.15 – Canhoneio com cargas ..................................................................................................124 Figura 6.16 – Tipos de canhoneio........................................................................................................125 Figura 6.17 – Configuração de um poço completado ..........................................................................126 Figura 6.18 – Recimentação e Squeeze tampão.................................................................................127 Figura 7.1 – (Coluna de pistoneio) .......................................................................................................137 Figura 7.2 – (Válvula de retenção e copo de SWAB) ..........................................................................137 Figura 7.3 – (Colunas de TIF) ..............................................................................................................138 Figura 7.4 – (Esquema de um pistoneio) .............................................................................................139 Figura 7.5 – (Foto da vara de pistoneio) ..............................................................................................140 Figura 7.6 – (Borracha para vedação no cabo) ...................................................................................141 Figura 7.7 – (Tomada de pressão do oil save). ...................................................................................141 Figura 7.8 – (Tanque de pistoneio com 2 tanques de aferição acima)...............................................142 Figura 7.9 – (Tanque de aferição recebendo líquido)..........................................................................143 Figura 7.10 – (Medição do nível de fluido)...........................................................................................144 Figura 7.11 – (Drenagem do tanque de aferição) ................................................................................144 Figura 7.12 – (Esquema de drenagem ................................................................................................145 Figura 7.13 – (Foto da proveta de 10ml)..............................................................................................146 Figura 7.14 – (Foto da centrífuga)........................................................................................................146 Figura 7.15 – (Provetas após a centrifugação) ....................................................................................146 Figura 7.16 – (Termodensímetros).......................................................................................................148 Figura 7.17 – (Termodensímetros).......................................................................................................148 Figura 7.18 – Aplicação de fórmula .....................................................................................................149 Figura 7.19 – (Medição da resistividade do fluido com resistivímetro) ................................................150 Figura 7.20 – (Modo de entrar no ÁBACO para determinação de salinidade) ....................................151 Figura 7.21 – (Balança densimétrica) ..................................................................................................153 Figura 8.1 – Gráfico da pressão durante a operação ..........................................................................154 Figura 8.2 – Operação de fraturamento...............................................................................................155 Figura 8.3 – Fluxo radial.......................................................................................................................155 Figura 8.4 – Poço fraturado em formação da baixa permeabilidade...................................................156 Figura 8.5 – Poço fraturado em formação de alta permeabilidade......................................................156 Figura 8.6 – Mínima tensão principal ...................................................................................................160 Figura 8.7 – Modelo KGD.....................................................................................................................161 Figura 8.8 – Fluido de fraturamento gelificado.....................................................................................164 Figura 8.8 – Seqüência para bombeio do agente de sustentação em escala crescente ....................171 Figura 8.9 – Tipos de danos mais comuns á formação .......................................................................178

Figura 8.10 – Remoção das incrustações de calcário e de ferro.........................................................181 Figura 8.10 – modelo de molécula surfactante ....................................................................................193 Figura 8.11 – modelo de surfactante aniônico .....................................................................................193 Figura 8.12 – modelo de surfactante catiônico ....................................................................................194 Figura 8.13 – modelo de surfactante não-iônico..................................................................................194 Figura 8.14 – modelo de surfactante anfótero .....................................................................................195 Figura 8.15 – Tanque com soluções ácidas ........................................................................................199 Figura 8.16 – Unidade de Bombeio .....................................................................................................199 Figura 9.1 – Módulos/Equipamentos ...................................................................................................200 Figura 9.2 – Equipamento de superfície ..............................................................................................202 Figura 9.3 – Cabeça de produção/TC-60 Roscada .............................................................................203 Figura 9.4 – Cabeça de produção/TC-00 Flangeada ..........................................................................203 Figura 9.5 – Cabeça de produção/T-15 ...............................................................................................204 Figura 9.6 – Cabeça de produção/T-16 ...............................................................................................204 Figura 9.7 – Cabeça de produção/TR-8...............................................................................................204 Figura 9.8 – Suspensor de coluna .......................................................................................................205 Figura 9.9 – Adaptadores: A-1/ A-2/ A-3/ A-4 ......................................................................................205 Figura 9.10 – Adaptadores: TR-8/ A-3EC (BCS)/ DUPLO AD/ ADH...................................................206 Figura 9.11 – Uso dos adaptadores.....................................................................................................206 Figura 9.12 – Uso do adaptador A-1....................................................................................................207 Figura 9.13 – Exemplo: PACKER ........................................................................................................208 Figura 9.14 – PACKER ........................................................................................................................209 Figura 9.15 – Tipos de PACKERS AD-1/ AR-1/ ART/ R-3 ..................................................................210 Figura 9.16 – Divisor de coluna............................................................................................................210 Figura 10.1 – Gráfico de evolução dos acidentes................................................................................214 Figura 11.1 – Gráfico............................................................................................................................245 Figura 11.2 – Risco X perigo................................................................................................................246 Figura 11.3 – Análise de risco..............................................................................................................247 Figura 11.4 – Alertas de segurança .....................................................................................................248 Figura 11.5 – Equipamento de Proteção Individual - EPI ....................................................................249 Figura 11.6 – Movimentação de carga.................................................................................................251 Figura 11.7 – Partes de um cabo.........................................................................................................251 Figura 11.8 – Inspeção de cabos.........................................................................................................252 Figura 11.9 – Equipamentos para trabalho em altura..........................................................................254 Figura 11.10 – Mastro ..........................................................................................................................255 Figura 11.11 – Ferramentas danificadas .............................................................................................255 Figura 11.13 – Plataforma de trabalho de uma sonda.........................................................................257 Figura 11.14 – Transporte de risco por excesso de carga ..................................................................258

Figura 11.15 – Equipamentos para emergências ................................................................................258 Figura 11.16 – Mapa de riscos.............................................................................................................259 Figura 11.16 – Análise pré-tarefa.........................................................................................................260

LISTA DE TABELAS Tabela 3.1 – Comprimento.....................................................................................................................45 Tabela 3.2 – Área...................................................................................................................................46 Tabela 3.3 – Volume ..............................................................................................................................47 Tabela 3.4 – Tubos mais usados nas colunas de produção..................................................................49 Tabela 3.5 – Tempo ...............................................................................................................................50 Tabela 3.6 – Massa................................................................................................................................50 Tabela 3.7 – Vazão (Volume/Tempo) ....................................................................................................51 Tabela 3.8 – Densidade .........................................................................................................................52 Tabela 3.9 – Pressão .............................................................................................................................52 Tabela 3.10 – Força ...............................................................................................................................53 Tabela 3.11 – Unidades do Sistema Internacional (S.I.) .......................................................................54 Tabela 4.1 – Volume de descarga – bombas duplex.............................................................................69 Tabela 4.2 – Volume de descarga bomba triplex...................................................................................71 Tabela 4.3 – Comprimento.....................................................................................................................78 Tabela 4.4 – Peso ..................................................................................................................................78 Tabela 4.5 – Volume ..............................................................................................................................79 Tabela 4.6 – Pressão .............................................................................................................................79 Tabela 5.1 – Correção de densidade.....................................................................................................93 Tabela 6.1 – Diferencial de pressão poço-formação ...........................................................................118 Tabela 6.2 – Cargas convencionais (LV – 404) para Avaliação, o (s) seguinte (s) intervalo (s):........130 Tabela 6.3 – PRODUÇÃO / AVALIAÇÃO, o (s) seguinte (s) intervalo(s): ...........................................132 Tabela 6.4 – AVALIAÇÃO, o (s) seguintes (s) intervalo (s): ................................................................132 Tabela 7.1 – Medição de vazão ...........................................................................................................143 Tabela 7.2 – (Correção do grau API) ...................................................................................................148 Tabela 7.3 – (ÁBACO para obtenção da salinidade)...........................................................................152 Tabela 7.4 – (Valores aproximados) ....................................................................................................153 Tabela 8.1 – Ativadores .......................................................................................................................168 Tabela 8.2 – Aumento da condutividade..............................................................................................170 Tabela 8.3 – Faixas aceitáveis para concentração do HCl..................................................................189 Tabela 8.4 – Efeito do uso excessivo de aditivos em acidificação ........................................................197 Tabela 8.5 – Concentração normal para aditivos em acidificação.........................................................197 Tabela 8.6 – Densidade para HCL e Ácido Acético ..............................................................................198 Tabela 10.1 – Riscos do H2S...............................................................................................................216 Tabela 10.2 – Limites de tolerância ruídos contínuos ou intermitentes...............................................241

APRESENTAÇÃO O cenário da economia mundial no segmento Petróleo e Gás vêm se modificando de forma dinâmica, uma vez que a elevada produção desses recursos naturais tem exigido em rápido tempo, ações cada vez mais especializadas, ocasionando significativos avanços científicos e tecnológicos. As transformações da prática social e do trabalho, surgidas com as mudanças a partir de uma sociedade globalizada, proporcionaram alterações na estrutura e na dinâmica do mercado de trabalho, no que se refere ao desempenho dos profissionais que enfrentam essa nova realidade de mercado. Em função da estreita relação entre mercado de trabalho e a política de Educação Profissional, é que propomos ações capazes de atender às expectativas dos atores sociais produtivos: empresas e trabalhadores. Desta feita, estruturamos um curso onde o profissional devidamente qualificado, atuará na linha de frente do mercado produtivo de petróleo, estando apto a interagir e intervir nos processos de uma sonda de produção. Este material didático foi desenvolvido pelo Comitê Técnico Setorial – CTS – composto por profissionais da PETROBRAS e do SENAI/RN com o objetivo de fornecer aos alunos conhecimentos teóricos que irão subsidiar a sua atuação no mercado de trabalho. Através deste curso, pretende-se disponibilizar ao mundo do trabalho, profissionais habilitados para atender aos novos padrões de exigência decorrentes dos avanços tecnológicos ocorridos nesse setor nos últimos anos. Ao mesmo tempo, espera-se contribuir fortemente para o desenvolvimento econômico das regiões, em especial, dos municípios que detêm e produzem Petróleo e Gás.

1

1. RESERVATÓRIO DE PETRÓLEO

1.1 Petróleo

Definição: Petróleo (do Latim, Petrus = pedra, Oleum = óleo) pode ser definido como uma mistura complexa de hidrocarbonetos que se encontra na natureza preenchendo os vazios das rochas porosas, cavernosas ou fendilhadas. Tal mistura pode se apresentar no estado sólido, líquido ou gasoso, dependendo da sua composição da pressão e temperatura sob as quais esteja confinada. Hidrocarbonetos: A parte da Química Geral que estuda os hidrocarbonetos é denominada de “Química Orgânica”, esses compostos são geralmente encontrados nos organismos vivos. Os hidrocarbonetos (carbono + hidrogênio), constituintes da mistura complexa denominada Petróleo.

1.1.1 Histórico A história do petróleo no mundo abrange três fases distintas: Fase Pré comercial, Fase Comercial e Fase Industrial. 1.1.2 Fase Pré Comercial O Antigo Testamento faz referências ao emprego do uso do betume como está escrito: Livro do Gênese capítulo 6º, versículo 14: “Então Deus disse a Noé: Constrói uma arca de madeiras resinosas. Dividi-la-ás em compartimentos e calafetá-la-ás com betume por fora e por dentro”. O petróleo era conhecido mesmo antes de Cristo. No EGITO, escavações arqueológicas revelaram que as múmias eram envoltas em material semelhante ao linho embebido em asfalto e, em seguida, revestidas de betume. No JAPÃO, 600 anos A.C., o imperador TEUCHI recebia presentes de “terras inflamáveis” e asfaltos. Na BAVÁRIA, em 1400 D.C., existia um produto medicinal chamado “óleo de São Quirino” que era petróleo. Nos ESTADOS UNIDOS, desde 1600, o petróleo era conhecido dos índios que dele faziam uso para curar mazelas, pintarem os corpos e queimar chamas em homenagem aos deuses.

2

1.1.3 Fase Comercial

Tem início a partir de 1700 com o processo de mineração usado na obtenção. Isto ocorreu na Alsácia, em Burma, na Rússia, onde era vendido para fins medicinais. Nos Estados Unidos, até 1859 todos os poços obtidos foram perfurados acidentalmente, pois eram feitas explorações para sal, surgiram então novas perfurações que foram aumentando e também subindo a produção diária. As velas de cera, as lâmpadas de óleo de baleia, a iluminação a vapor de carvão e gás pobre, foram substituídas por lâmpadas alimentadas pelo petróleo, mais barato e de maior luminosidade chamado “Kerosene”. Era a nova chama da civilização segundo Hager. As perfurações se desenvolveram nos EE.UU. com o feito de Drake. O mesmo aconteceu na Rússia, Japão, Alemanha, Romênia, etc. 1.1.4 Fase Industrial Teve início depois de janeiro de 1901, quando no campo “Spindle Top”, Beaumont, Texas, um poço jorrou descontrolado (“blow out”) durante nove dias com uma média diária de vários barris, atingindo o jato a uma altura duas vezes maior que a torre usada na perfuração do poço. Com essa descoberta, o petróleo que vinha sendo usado na iluminação e lubrificação passou a ser industrializado, surgindo a “era dos combustíveis líquidos”. Várias companhias se desenvolveram e os processos de perfuração rotativa tiveram um grande incremento. No Brasil, o interesse pela exploração de minerais oleiferos-minerais que contêm óleo teve início em 1858, quando José Barros Pimentel obteve uma concessão para explorar carvão mineral e xisto betuminoso para fabricar gás de iluminação, as margens do Rio Maraú, na Bahia. A primeira referência ao petróleo ocorreu em 1864, quando o cidadão inglês Thomas Denny Sargent obteve do governo imperial, uma concessão para extrair turfa, petróleo e outros minerais em Ilhéus e Camamu, também na Bahia. A primeira sondagem profunda com esse objetivo realizou-se na localidade de Bofete SP, entre 1892 e 1896. Eugênio Ferreira Camargo, perfurou um poço de 488m de profundidade do poço de Bofete foram extraídos dois barris de petróleo e dele jorra, até hoje, água sulfurosa (água mineral). A PETROBRÁS foi criada pela lei 2004 de 03/10/53,embora somente em agosto de 1954 tenha tomado a frente dos trabalhos. 1.1.5 Origem do Petróleo Ainda é assunto de muita controvérsia científica a maneira pela qual o petróleo se formou na natureza. Muitas teorias já foram estabelecidas por evidências de campo ou de laboratório continuam em desacordo as autoridades do assunto. O tipo de hidrocarboneto gerado, óleo ou gás, é determinado pela constituição da matéria orgânica original e pela intensidade do processo térmico atuante sobre ela. A matéria orgânica proveniente do fitoplâncton, quando submetida a condições térmicas adequadas, pode gerar hidrocarboneto líquido. O processo atuante sobre a matéria orgânica vegetal lenhosa poderá ter como conseqüência a geração de hidrocarboneto gasoso. Admitindo um ambiente apropriado, após a incorporação da matéria orgânica ao sedimento, dá-se aumento de carga sedimentar e de temperatura, começando, então, a delinear o processo que passa pelos seguintes estágios evolutivos ou transformação termoquímica da matéria orgânica e a geração do petróleo:

3

DIAGÊNESE – Está na faixa de temperaturas mais baixas, até 65º C, predomina a atividade bacteriana que provoca a reorganização celular e transforma a matéria orgânica em querogênio. O produto gerado é o metano bioquímico ou biogênio. CATAGÊNESE – É o incremento de temperatura, até 165º C, é determinante da quebra das moléculas de querogênio e resulta na geração de hidrocarbonetos líquidos e gasosos. METAGÊNESE – É a continuação do processo, avançado até 210º C, propicia a quebra das moléculas de hidrocarbonetos líquidos e sua transformação em gás leve. METAMORFISMO – Ultrapassando essas fases, a continuação do incremento de temperatura leva à degradação do hidrocarboneto gerado, deixando como remanescente grafite, gás carbônico e algum resíduo de gás metano.

Figura 1.1 - Transformação termoquímica da matéria orgânica e a geração do petróleo

4

1.1.6 Migração e Trapas do Petróleo Com a acumulação do petróleo no subsolo o mesmo tende a subir para a superfície devido a baixa densidade e do peso dos sedimentos sobre o mesmo. Após o processo de geração é necessário que a migração tenha seu caminho interrompido por algum tipo de armadilha geológica ou trapa. A movimentação do petróleo de uma rocha para outra é chamada de migração primária e entre dois reservatórios de migração secundária. Depois de formado pela ação da natureza, o petróleo não se acumula na rocha em que foi gerado – rocha matriz. Ele migra através dos poros das rochas sedimentares, levado pelas pressões do subsolo, até encontrar uma rocha porosa, que seja arqueada ou abobadada e cercada, por cima e pelos lados, de rochas impermeáveis, que o aprisione formando a jazida. Encontrando esta armadilha, o petróleo está nas condições ideais de vir a ser extraído quando o homem o encontrar. 1.1.7 Rocha Reservatório ou Jazida É a própria rocha sedimentar, geralmente calcário ou arenito, onde o petróleo ocupa os poros, como uma esponja de borracha embebida em água. Jamais vamos encontrar o petróleo formando lagos subterrâneos, como muita gente pensa. Na jazida, encontra-se em geral gás natural – que ocupa as partes mais altas – petróleo e água salgada.

Figura 1.2 - Rocha Reservatório ou Jazida

5

1.1.8 Exploração do Petróleo Compreende três fases: Prospecção, Perfuração e Avaliação. PROSPECÇÃO: A moderna exploração do petróleo utiliza grande conjunto de métodos de investigação na procura das áreas onde essas condições básicas possam existir. A geologia de superfície analisa as características das rochas na superfície e pode ajudar a prever o seu comportamento a grandes profundidades. Os métodos geofísicos tentam, através de sofisticados instrumentos, fazer uma radiografia do subsolo, que traz valiosos dados, e permitem a escolha das melhores situações para a existência de um campo petrolífero, tais como:

1) AEROFOTOGRAMETRIA: São câmaras fotográficas especiais montadas sob as asas do avião que registram os afloramentos de camadas rochosas subterrâneas indicando sua direção, inclinação e natureza.

Figura 1.3 - Aerofotogrametria

6

2) SISMOGRAFIA: Mede a velocidade e intensidade das ondas de choque que atravessam (refração) ou se refletem (reflexão) nas diferentes camadas de rochas, em diversas profundidades. Estas ondas de choque são provocadas por explosão na superfície e captadas por instrumentos como o geofone e o sismógrafo.

Figura 1.4 - Sismografia

3) GRAVIMETRIA: Determina as mínimas diferenças de intensidade e de direção que as rochas – de diferentes densidades – causam no campo gravitacional da terra, em um ponto determinado de superfície. O aparelho utilizado é o gravimetro, semelhante ao dinamômetro, empregado para medir forças.

Figura 1.5 - Gravimetria

7

4) MAGNETOMETRIA: Baseia-se nas variações locais do magnetismo terrestre. Essas variações são causadas pela maior ou menor presença de magnetita (minério de ferro) nos diferentes tipos de rocha.

Figura 1.6 - Magnetometria

5) ELETRORESTIVIDADE: Estuda as alterações que correntes elétricas produzidas na superfície sofrem, devido as modificações na geologia do subsolo.

Figura 1.7 - Eletrorestividade

8

6) SATÉLITE: Meio mais avançado, efetuado por meio de tecnologia.

Figura 1.8 - Satélite PERFURAÇÃO: Depois de concluídos os estudos que caracterizam a fase de prospecção, inicia-se a perfuração de um poço pioneiro. É a única maneira de se ter a certeza da existência do petróleo. Se a perfuração for positiva, fazem-se estudos de avaliação e de viabilidade econômica da exploração, em caso negativo, ela contribui com novos dados para outras perfurações. AVALIAÇÃO: Encontrar petróleo não é o suficiente. É preciso saber se é uma jazida comercial ou se apenas indícios de petróleo. Começam então os testes de avaliação da descoberta que incluem análises de amostras das rochas, perfis elétricos e testes de formação e produção.

9

2. PERFURAÇÃO DE POÇOS

2.1 Métodos e Equipamentos de Perfuração De um modo geral, os métodos empregados na perfuração de petróleo classificam-se em dois grupos: método de percussão e método rotativo. Existem muitas modalidades de empregos de tais métodos, porém, nenhum constitui classificação à parte, a não ser o método combinado roto-percussão, de Ross Bossinger, que vem sendo testado desde 1940, o qual apresenta vantagens e garantem um ótimo desenvolvimento. Qualquer sistema ou método de perfuração deverá apresentar meios essenciais para erodir ou fraturar as rochas, e bem assim escavar ou retirar o material fraturado à proporção que a perfuração progride: deve, também, apresentar meios de sustentação para as paredes e vedamento do poço contra incursão de água ou gás. Os poços devem ser perfurados verticais e aprofundados bastante, de maneira a alcançar a zona produtora; devem ter um diâmetro tal que permita a introdução e operação de ferramentas de produção, assim como suficiente capacidade que torne lucrativa a exploração. A perfuração de um poço, se caracteriza pela aplicação de peso e rotação na broca enquanto circula o fluido de perfuração.

2.2 Principais Componentes de uma Sonda de Perfuração TORRE: Todo e qualquer sistema de perfuração requer o uso de algum tipo de torre ou mastro, cuja finalidade é dar meios de se ter um espaço livre vertical que possa permitir a suspensão ou abaixamento da coluna de perfuração.

Figura 2.1 – Torre de perfuração

10

2.3 Bloco de Coroamento (Crown Block)

Figura 2.2 – Bloco de coroamento 2.4 Catarina (travelling block)

Figura 2.3 – Catarina (Travelelling Block)

11

2.5 Gancho (Hook)

Figura 2.4 – (Gancho Hook)

2.6 Cabeça de Injeção (Swivel)

Figura 2.5 – Cabeça de Injeção (Swivel)

12

2.7 Guincho (Drawwork)

Figura 2.6 – Guincho (Drawwork)

2.8 Mesa Rotativa (Rotary Table) É o dispositivo que se destina, especialmente, a produzir a rotação da coluna de perfuração e, também, suportar a referida coluna durante as manobras, ou os revestimentos durante as descidas, quando se utiliza a mesma para tal operação.

Figura 2.7 – Mesa Rotativa

13

2.9 Kelly Também chamada de “Haste Quadrada”, é a parte da coluna que liga a tubulação à cabeça de injeção, e pela qual é transmitida à coluna o movimento de rotação imposto pela mesa.

Figura 2.8 - Kelly

14

2.10 Bombas de lama (Mud Pump) Em um equipamento de perfuração, as bombas são os elementos que realizam a função mais importante do sistema; devem fornecer um volume conveniente de fluido, seja qual for a pressão necessária para elevar até à superfície os detritos removidos pela broca, manter um equilíbrio de pressões dentro do poço, ou, no caso das brocas a jato, promover o efeito hidráulico para seu funcionamento e eficiência.

Figura 2.9 – Bomba de lama (Mud Pump)

2.11 Compensador de Movimentos É um equipamento utilizado em plataformas flutuantes, navios ou sondas semi-submersível, devido as condições de mar e tempo mais severos, o qual permite que as operações se realizem, mesmo existindo as oscilações.

Figura 2.10 – Compensador de movimentos

15

2.12 Top Drive .

Figura 2.11 – Top Drive

Figura 2.12 – Sistema de tratamento de lama

16

Figura 2.13 – Bop Anular

2.13 Componentes da Coluna de Perfuração 2.13.1 Comando de Perfuração (Drill Collar)

Figura 2.14 - Comando de Perfuração (Drill Collar)

17

2.13.2 Tubo de Perfuração (Drill Pipe)

Figura 2.15 - Tubo de Perfuração (Drill Pipe).

2.13.3 Tubo de Perfuração Pesado (Heavy Weigh)

Figura 2.16 - Tubo de Perfuração Pesado (Heavy Weigh) 2.13.4 Alargador

Figura 2.17 - Alargador 2.13.5 Escariador

Figura 2.18 - Escariador

18

2.13.6 Estabilizadores

Figura 2.19 - Estabilizadores 2.13.7 Brocas Na extremidade inferior da coluna de perfuração é onde fica esta ferramenta cortante que promove a perfuração das rochas. Seu trabalho varia desde a fácil penetração nas rochas brandas, até o dificílimo esmagamento das rochas duras.

Figura 2.20 – Broca Tricônica de aço

19

Figura 2.21 – Broca Tricônica de Tungstênio

2.14 Colunas de Revestimento 2.14.1 O que é? Uma coluna de revestimento é constituída de diversos tubos de aço unidos por conectores ou luvas especiais, descidos num poço de petróleo, com a função básica de sustentar as formações formadas pela broca. 2.14.2 Por que usamos?

- Evitar desmoronamento do poço; - Evitar contaminação de aqüíferos; - Confinar a produção no interior do poço; - Controlar pressões no poço; - Permitir instalação dos equipamentos de superfície; - Isolar intervalos portadores de fluidos diferentes.

20

2.15 Classificação quanto à função 1 – CONDUTOR 2 – SUPERFÍCIE 3 – INTERMEDIÁRIO 4 – PRODUÇÃO 5 – LINER 2.15.1 Condutor A – FINALIDADES:

• Evitar o solapamento (lavagem do pé da sonda); • Suportar formações superficiais inconsolidadas; • Isolar zonas de água doce.

B – CARACTERÍSTICAS:

• É o revestimento de maior diâmetro; • Pode ser cravado, jateado ou cimentado; • É cimentado em toda sua extensão.

C – DIÂMETROS USUAIS: - 30” 20” 13 3/8”

2.15.2 Superfície A – FINALIDADES:

• Isolar zonas de água doce; • Servir de base de instalação dos equipamentos de superfície; • Suportar outras colunas de revestimento.

B – CARACTERÍSTICAS:

• É cimentado em toda sua extensão; • Tem função estrutural.

C – DIÂMETROS USUAIS: - 20” 18 5/8” 13 3/8” 10 ¾” 9 5/8”

21

2.15.3 Intermediário A – FINALIDADES

• Isolar zonas de perda de circulação; • Isolar zonas de pressões anormais; • Isolar zonas de sal ou anidrita que contaminam a lama; • Isolar zonas de baixo gradiente de fratura.

B – CARACTERÍSTICAS:

• Pode existir mais de um revestimento intermediário; • Pode ser programado ou não; • Pode ser parcialmente recuperado quando do abandono do poço.

C – DIÂMETROS USUAIS: - 13 3/8” 10 ¾” 9 5/8”

2.15.4 Produção

A - FINALIDADES:

• Confinar a produção no interior do poço; • Isolar zonas de água da zona produtora; • Isolar reservatórios com fluidos ou pressões diferentes.

B – CARACTERÍSTICAS:

• Alta resistência aos esforços; • Exige boa qualidade da cimentação; • Último revestimento a ser descido no poço; • Pode ser cimentado em um ou dois estágios.

C – DIÂMETROS USUAIS: - 9 5/8” 7” 5 ½” 5”

22

Figura 2.22 Revestimento

2.15.5 Linear

Definição É uma coluna de revestimento que não chega até a superfície. Fica suspenso no último revestimento descido. A – FINALIDADES:

• Contornar limitações da cabeça do poço; • Evitar coluna de perfuração muito fina para a fase seguinte.

B – CARACTERÍSTICAS:

• Pode ser intermediário ou de produção; • Pode ser, posteriormente, prolongado até a superfície (Tie Back); • Baixo custo.

23

C – DIÂMETROS USUAIS: - 9 5/8” x 13 3/8” 7” x 9 5/8” 5” x 7” - 7 5/8” x 9 5/8” 5 ½” x 7 5/8”

Figura 2.23 – Diâmetros usuais

2.16 Cimentação Cimentar um poço, seja ele de óleo ou gás, é tão indispensável quanto a descida do revestimento.

Figura 2.24 – Objetivos/Funções Para o estudo detalhado, as cimentações podem ser consideradas como primárias e secundárias.

24

2.16.1 Cimentação Primária É a principal cimentação efetuada em revestimentos quer sejam de superfície, intermediário, ou de produção. 2.16.2 Objetivos/Funções da Cimentação Primária

• Posicionar uma pasta de cimento (água, cimento e aditivos especiais) integra no espaço anular revestimento – formação.

• A pasta de cimento é um fluído a ser bombeado até a sua posição final e, então, em repouso, adquirir resistência compressiva suficiente para:

• Restringir o movimento de fluídos entre as diferentes formações atravessadas (por exemplo, zonas de diferentes pressões, isolar aqüíferos, etc)

• Prover aderência entre o cimento e a formação. • Prover suporte mecânico para o revestimento.

Figura 2.25 – Cimentação Primária

2.16.3 Cimentação Secundária É a operação de cimentação efetuada quando há necessidade para corrigir a cimentação primária.

25

2.16.4 Objetivos da cimentação secundária – Correção de cimentação – squeeze

• Forçar uma pasta de cimento nos canhoneados de cimento do revestimento e/ou em canais formados pela má cimentação.

• Corrigir falhas da cimentação primária – problema de canalização – mais difícil que a cimentação primária.

• Eliminar a entrada de água de uma zona indesejável – isolamento de canhoneio. • Reduzir a RGO através do isolamento da zona de gás adjacente a zona de óleo. • Abandonar zonas depletadas. • Reparar vazamentos na coluna de revestimento.

Figura 2.26 - Squeeze

26

2.16.5 Cimento Os cimentos são essencialmente produzidos a partir de uma mistura de calcária e argila. O cimento a ser usado é o cimento “Portland”, comum, de construção civil, embora que alguns aditivos possam ser acrescentados para finalidades específicas. Os principais componentes químicos deste cimento são: - Cal (Cão) - de 60% a 67% - Sílica (SiO2) - de 17% a 25% - Alumina (Al203) - de 3% a 8% - Óxido de ferro (Fe203) - de 0,5% a 6%

Figura 2.26 – Classificação do cimento

27

Figura 2.27 – Aditivos de cimentação

2.16.6 Principais aditivos para Cimentação ACELERADORES – Visam diminuir o tempo de espassamento ou pega e aumentar a resistência compressiva inicial da pasta. O mais comum é o cloreto de cálcio (CaCl2), o sal comum (NaCl) também é acelerador a baixas concentrações. RETARDADORES – Visam retardar o início da pega da pasta, mantendo sua fluidez quando a temperatura e a pressão são muito altas para o uso do cimento sem aditivos. ESTENDEDORES – Visam aumentar o rendimento da pasta ou reduzir a sua densidade. A adição de argilas (bentonita,atalpugita, etc.) faz aumentar o rendimento pela absorção de água, mantendo a pasta mais homogênea e diminuindo a separação da água. O silicato de sódio também reduz a separação da água, sendo mais utilizado do que as argilas. DISPERSANTES – Ou redutores de fricção, atuam nas cargas elétricas superficiais das partículas da pasta de cimento, alterando suas propriedades reólogicas. Por produzirem a viscosidade aparente das pastas, possibilitam o bombeio com maior vazão e menor perda de carga.

28

CONTROLADORES DE FILTRADO – Atuam reduzindo a permeabilidade do reboco de cimento, formado em frente às zonas permeáveis, e/ou aumentando a viscosidade do filtrado. As pastas de cimento devem apresentar baixa perda de filtrado, de modo a evitar a desidratação prematura.

2.17 Acessórios De um modo geral, todo revestimento ao ser descido em um poço é acompanhado de acessórios que são instalados com a finalidade quer de auxiliar a descida, quer de auxiliar o próprio assentamento da coluna.

Figura 2.28 – Cimentação Típica Terra e PA

29

2.17.1 Sapata São colares de aço com mais ou menos 40 cm de comprimento, com um tampão de concreto, de plástico ou de qualquer outro material que possa ser destruído pelas brocas destruidoras. Descem na extremidade da coluna e servem para guiar a coluna de revestimento e proteger sua extremidade inferior, podendo dispor de um mecanismo de vedação para evitar que a pasta, por ser mais pesada que o fluido de perfuração, retorne ao interior do revestimento após seu deslocamento.

Figura 2.29 – Sapata guia

Figura 2.30 – Sapata flutuante

30

2.17.2 Colar Nada mais são do que luvas especiais colocadas na coluna de revestimento, um ou dois tubos acima da sapata. São munidos ou não de válvulas retentoras e tem a finalidade de reter o tampão usado no deslocamento da pasta de cimento, assim como evitar a contaminação da pasta de cimento pela lama usada para o deslocamento. Quando os colares possuem válvulas de retenção são chamados colares flutuantes (float collar) e quando não possuem tais válvulas são chamados colares retentores.

Figura 2.31 – Colar flutuante

Figura 2.32 - Retentor

31

2.17.3 Colar de Estágio Pode também ser incluído como acessório para revestimento e é descido no poço quando a operação de cimentação tem mais de um estágio, quando o trecho a cimentar é muito extenso ou quando existam zonas críticas muito acima da sapata.

Figura 2.33 – Colar de estágio 2.17.4 Tampões Chamados também de plugs para deslocamento, são feitos de borracha e auxiliam na cimentação. Normalmente são lançados dois tampões, o de fundo e o de topo, com o objetivo de evitar a contaminação da pasta de cimento. O tampão de fundo deve ser colocado no revestimento antes da injeção do cimento. A sua finalidade é limpar o revestimento internamente e evitar a contaminação do cimento pela lama. Este tampão é vasado no centro e possui no topo uma membrana que se rompe com pressão ao atingir o colar, dando passagem ao cimento, porém retendo o tampão de topo. O tampão de topo cuja finalidade, além de efetuar o deslocamento é assegurar ao operador o término da operação pois há um aumento brusco da pressão quando este atinge o colar ou a sapata, se for o caso.

Figura 2.34 – Tampões plug

32

Figura 2.35 – Tampões plug 5 w Bottom e 5 w Top 2.17.5 Centralizadores Como o próprio nome indica, são peças constituídas de molas reunidas por anéis, e se destinam a centralizar o revestimento no poço, evitando que o mesmo venha a encostar nas paredes não permitindo um envoltório perfeito de cimento de cimento em torno do revestimento.

Figura 2.36 - Centralizador

33

2.17.6 Arranhadores São arames de aço resistentes, montados sobre anéis, que são colocados no revestimento. Como o nome está indicando, eles arranham e retiram o reboco formado pela lama de perfuração em frente às zonas porosas e permeáveis. Com a retirada de tal reboco permite-se uma melhor aderência do cimento às paredes do poço, melhorando, sobremodo, as condições da cimentação.

Figura 2.37 - Arranhadores

Figura 2.38 – Cabeça de cimentação (1 plug)

34

Figura 2.39 – Cabeça de cimentação (2 plugs)

Figura 2.40 – Operação de cimentação

35

Figura 2.41 – cimentação de um estágio 2.18 Perfilagem A realização desta operação, é efetuada após a perfuração de uma fase do poço para obter uma imagem visual de algumas propriedades das formações em relação a profundidade e fundamentais para caracterização e avaliação econômica. Tais imagens, tidas como perfis elétricos, são obtidas através do deslocamento contínuo de um aparelho de perfilagem descido a cabo até a profundidade de interesse. As propriedades medidas podem ser elétricas (resistividade, potencial eletroquímico natural), acústicas (tempo de trânsito em ondas sonoras) e radioativas (radioatividade natural e induzida). Através da interpretação dos dados de perfis podemos conhecer a temperatura e geometria do poço e da estrutura adjacente, estimar a porosidade, litologia e resistividade das rochas e a água dentro das formações, identificar os fluidos das formações e calcular a saturação do óleo, caso ocorra. Estes dados são transmitidos por meio do cabo de perfilagem até a unidade de controle na superfície, onde são decodificados, interpretados eletronicamente e registrados em fitas magnéticas ou em papel, onde as propriedades medidas são mostradas na forma de curvas contínuas.

36

2.19 Otimização da perfuração Otimizar a perfuração é escolher parâmetros de modo a se conseguir uma perfuração econômica e segura. Os elementos que mais influenciam no custo da perfuração estão nos Programas: Revestimento, Fluido e Brocas. E os principais elementos de interesse são: número de fases, tipo e profundidade de assentamento do revestimento, tipo de fluido de perfuração e suas propriedades, tipo de broca, peso e rotação sobre a broca (Parâmetros Mecânicos) e a pressão, vazão e diâmetro dos jatos (Parâmetros Hidráulicos).

2.20 Programa de revestimento O programa de revestimento é escolhido em função das pressões de poros e de fratura da formação, bem como da estabilidade do poço. Assim,o fluido que está no poço deve fornecer pressão hidrostática maior que a pressão de poros para evitar que o fluido presente na formação invada o poço. Ao mesmo tempo, o fluido deve gerar uma pressão hidrostática menor que a pressão de fratura. Como normalmente há um aumento na pressão de poros com a profundidade, há um aumento correspondente na densidade do fluido de perfuração. Entretanto, a pressão de fratura das formações mais acima limitam a máxima densidade que fluido de perfuração pode atingir. É necessário, portanto, a descida de uma coluna de revestimento para isolar as formações superiores quando este limite está próximo de ser atingido.

2.21 Programa de fluido de perfuração O programa de fluido é escolhido de acordo com as formações e o tempo em que elas deverão ficar expostas, objetivando evitar problemas de inchamento das argilas, desmoronamentos, alargamentos excessivos, etc. As propriedades do fluido de perfuração que mais influenciam na taxa de penetração e, conseqüentemente, no custo são a densidade,o teor de sólidos,o filtrado e a viscosidade.

2.22 Programa de brocas O programa de brocas é determinado utilizando os dados de poços de correlação (poços perfurados nas imediações do poço e que apresentam as mesmas formações), dados do fabricante e perfis geológicos.

2.23 Parâmetros Mecânicos Os parâmetros mecânicos (peso e rotação) a serem utilizados na broca podem ser determinados através de poços de correlação ou modelos matemáticos para a taxa de penetração e o desgaste da broca. Utilizando-se estes modelos, podem ser escolhidos os parâmetros que minimizam o custo do metro perfurado. A perfurabilidade das formações pode ser estimada através de diversos procedimentos, sendo o mais utilizado o chamado Drill Off Test, que consiste em medir o tempo necessário para a diminuição de um determinado valor de peso sobre a broca quando estiver utilizando o freio do guincho.

37

2.24 Parâmetros Hidráulicos A má utilização da energia hidráulica resulta numa ação deficiente da broca sobre a rocha a ser perfurada,uma vez que os dentes da broca tem que retrabalhar os cascalhos acumulados no fundo do poço, além dos cones se apoiarem no colchão formado pelos cascalhos. Diversas teorias foram desenvolvidas para se encontrar o ponto ótimo dos parâmetros hidráulicos. As mais empregadas são:

• Máxima velocidade nos jatos, utilizando a máxima pressão permissível na bomba. Esta abordagem é pouco usada atualmente.

• Máxima potência nos jatos, utilizando a máxima pressão permissível na bomba. • Máxima força de impacto. • Máxima força de impacto efetiva.

É possível também melhorar as condições hidráulicas tamponando um dos jatos da broca ou estendendo todos eles até mais perto da formação.

2.25 Operações especiais de Perfuração Durante a perfuração de um poço, várias operações, ditas especiais, podem ocorrer. São elas: Controle de Kicks, Pescaria, Testemunhagem e Teste de Formação. 2.25.1 Kick Um KICK é a invasão dos fluidos da formação para dentro do poço. Ocorre quando a hidrostática do fluido de perfuração fica menor que a pressão do reservatório. Se não for adequadamente controlado, pode levar a perda do controle do poço, caracterizado por fluxo descontrolado de fluidos na superfície que é chamado de (BLOW OUT), que traz risco de incêndio e perdas de vários tipos. 2.25.2 Causas de Kick

• Perfuração não prevista de zonas com pressão normalmente alta. • Lama cortada por gás. O gás está contido nos poros de uma formação normalmente

se libera dos cascalhos da broca e se incorpora ao fluido de perfuração. • Não abastecimento do poço durante as manobras (trip tank). • Pistoneio. Normalmente, durante as manobras de retirada da coluna, há uma redução

na pressão hidrostática devido ao fenômeno denominado “pistoneio”. Esta redução de pressão, às vezes, permite a entrada no poço dos fluidos da formação, ocasionando um “BLOW OUT”.

38

2.25.3 Indícios de Kick

• Poço em fluxo com as bombas desligadas. • Aumento do volume de lama nos tanques. • Aumento da taxa de penetração. • Aumento da velocidade das bombas.

2.25.4 Controle do Kick

• Fechamento do poço (BOP) na primeira suspeita. • Leitura das pressões na cabeça. • Expulsão do fluido invasor, mantendo pressão constante no fundo. • Retirada de possível gás trapeado abaixo da gaveta do BOP. • Controle da pressão no fundo que é feito através de ajustes no choke.

2.26 Pescaria O termo “Pescaria”, na termologia de assuntos de petróleo, é aplicada a todas as operações concernentes à recuperação ou retirada de objetos perdidos ou estranho ao poço. Geralmente, ao objeto, é dado o nome de “Peixe”. Parte da coluna, brocas, cones de brocas, acessórios de perfuração de um modo em geral ou outro qualquer objeto ou equipamento caído no poço são itens típicos que requerem operações de pescaria. Uma das operações mais comuns é a da recuperação de parte da coluna que por quebra ou prisão ficou no poço. A pescaria é uma operação sempre indesejável em um poço de petróleo. Além de trazer conseqüências desastrosas à perfuração, quer no atraso do poço ou nas condições mecânicas do mesmo, é caríssima e afeta, consideravelmente, o orçamento do poço em questão. Por isso um “slogan” comum em campos de petróleo sempre é ouvido: - “A melhor técnica em uma pescaria é evita-la”.

2.26.1 Pescaria de pequenos objetos Pequenos objetos, tais como cones de brocas, rolamentos, chaves, pinos e pequenas ferramentas de modo em geral, devem ser recuperados do poço pois impedem o avanço normal da perfuração. A fim de contornar tais situações dois tipos de ferramentas foram criadas: MAGNETO – É uma ferramenta de imã permanente que aprisiona os fragmentos ferrosos. Pode ser descido a cabo ou conectado na extremidade da coluna

Figura 2.42 - Magneto

39

SUBCESTA – É semelhante a um substituto, com compartimento para retenção de pequenos fragmentos metálicos, removidos do fundo do poço por circulação do fluido de perfuração, que sedimenta devido à redução da velocidade de ascensão. É posicionada logo acima da broca.

Figura 2.43 – Sub-cesta

CESTA DE CIRCULAÇÃO REVERSA – É dotada de uma válvula acioanada por uma esfera lançada da superfície que desvia o fluxo do interior da coluna para seu exterior. A cesta é descida alguns centímetros acima do fundo do poço e o fluxo impulsiona o “peixe” para o interior da cesta.

Figura 2.44 – Cesta de circulação reversa

2.26.2 Pescaria de elementos tubulares As principais causas são desenroscamento da coluna, quebra da coluna, queda da coluna no poço e prisão da coluna.

Figura 2.45 – Pescaria de elementos tubulares

40

2.27 Testemunhagem Desde os primeiros anos da industria petrolífera, tem-se enviado esforços no sentido de se obter melhores métodos de informações das zonas penetradas durante a perfuração. Nos primórdios da perfuração, quando ainda não havia suficiente desenvolvimento nos métodos de registros elétricos, a testemunhagem era a única solução para a geologia na identificação das formações e na obtenção de melhores dados das rochas-reservatórios.

2.28 Teste de formação Mesmo com os recentes avanços na técnica de “avaliar as formações” muitas duvidas pairam às vezes sobre as zonas produtoras. Além disso, necessário se torna medir a capacidade produtiva de tais formações com o fito de se determinar se o poço é ou não comercial. Teste de Formação é o método de se conhecer algo sobre a zona estudada, principalmente a sua capacidade produtiva, através da remoção da pressão hidrostática da coluna de lama que sobre ela se encontra, permitindo assim que os fluidos da formação penetrem na coluna vazia que foi baixada ao poço e alcancem a superfície. Segundo Gatlin, é uma completação temporária. Os dados obtidos nestes testes incluem a quantidade e qualidade de fluidos produzidos, durante o intervalo de tempo, assim como pressões de surgência e estática do reservatório.

2.29 Perfuração direcional O nosso curso não comporta um estudo profundo de perfuração direcional e sua técnica, mesmo porque tal estudo requer uma especialização, assim como profundeza na interpretação dos resultados obtidos a fim de conseguir soluções satisfatórias. Abordaremos aqui o mínimo necessário ao conhecimento de um sondador. Em poços de petróleo a perfuração VERTICAL é quase que impossível. Um poço, que da superfície ao fundo siga com inclinação nula, não existe. As próprias condições das camadas do subsolo não permitem tal acontecimento.

Figura 2.46 – Coluna de desvio Figura 2.47 – Tipos de poços

41

2.29.1 Perfuração de poços direcionais É a ciência de se manter um poço numa direção pré determinada, até atingir o objetivo situado fora da vertical que passa pela sonda. A perfuração direcional começou com uma operação reparadora de problemas especiais dos poços, como desvio devido a “peixes” ou tortuosidade excessiva. Hoje, contudo, são muitas aplicações de poços direcionais na industria do petróleo. Uma das mais recentes, a perfuração de poços HORIZONTAIS, tem se revelado extremamente eficaz no aumento no aumento da produção de reservatório de pequena espessura. Os poços direcionais são perfurados com várias finalidades, dentre as quais se destacam:

• Controlar um poço em “blow out” através da perfuração de poços de alívio. • Atingir formações produtoras que estejam abaixo de locações incessíveis, tais como,

rios, lagos, cidades, etc. • Desviar a trajetória do poço de acidentes geológicos, tais como domos salinos e

falhas. • Perfurar vários poços de um mesmo ponto, como é o caso da produção através de

plataformas marítimas. • Desviar poços que tiveram o trecho final perdido por problemas operacionais, como

exemplo, a prisão da coluna de perfuração.

Figura 2.48 – Steerable

42

Figura 2.49 – Poços direcionais

43

Figura 2.50 – Projeto horizontal – Kop Raso

Figura 2.51 – Poço típico da bacia de Campos

44

3. CONVERSÃO DE UNIDADES

3.1 Sistema de unidades

3.1.1 Histórico

O sistema decimal de unidades foi concebido no século XVI, quando havia muita confusão das unidades de pesos e medidas. A Academia Francesa de Ciências desenvolveu um sistema baseado como unidade de comprimento o metro e unidade de massa o grama, sendo estas entidades usadas inicialmente como medidas praticas no comércio e na indústria, sendo posteriormente adotados nos meios técnicos e científicos.

A padronização em nível internacional começou em 1870, resultado da Internacional do Metro, da qual o Brasil foi um dos signatários. Esta convenção estabeleceu a Agência internacional de medidas (BIPM - Bureau International des pois et mesures ) ,que criou a CGPM para tratai de todos os assuntos relativos ao sistema métrico. Na 11ª conferência, através da resolução n° 12, adotou finalmente o nome SISTEMA INTERNACIONAL DE UNIDADES (SI), onde foram instituídas regras para os prefixos, para as unidades derivadas e as unidades suplementares. O Sistema Internacional de unidades (SI). Está fundamentado em sete unidades de base, comprimento (metro, m), massa (kilograma, Kg); tempo segundo, s); corrente elétrica (Ampère, A); temperatura (kelvin, K ); quantidade de matéria

(mol), intensidade luminosa (candela, cd) que pôr convenção são todas dimensionalmente independentes (ANEXO 1). Todas as outras são unidades derivadas, formadas coerentemente pôr multiplicação ou divisão entre si. O Sistema internacional não foi adotado inicialmente por todos os paises, existindo, portanto outros sistemas importantes como o Sistema Inglês (comprimento pé e polegada); massa (libra, 1b) temperatura (Fahrenheit °F) muito utilizado na indústria do petróleo.

45

3.2 Equivalência entre unidades de medidas e uso na indústria do petróleo

Tabela 3.1 – Comprimento

Esta grandeza é muito utilizada na medição de tubulações e acessórios, na composição de colunas de produção e perfuração. As unidades mais utilizadas são o metro (m) no SI e o pé (feet) (Sistema Inglês).O diâmetro das tubulações geralmente são expressos em polegadas.

OBS: Nas medidas de tubos de perfuração, produção, revestimentos e acessórios as roscas não devem ser consideradas.

APLICAÇÃO:

1. Converter as unidades de comprimento abaixo:

a) 12 pol _______________________ m

Solução:

Da tabela temos que: 1 pol ---------------------- -> 2,54 E -02 m

1METRO (m) 100 CENTÍMETROS (cm) 1CENTÍMETRO (cm) 10 MILÍMETROS (mm) 1KILÔMETRO (km) 1000 METROS (m) 1METRO (m) 1,000000000 E+10 ANGRSTON (Â) 1METRO (m) 1,000000 E+06 MICRON (µ) 1METRO (m) 39.37 POLEGADAS (POL) (39,37") 1METRO (m) 3.2808 PES (ft) 1 POLEGADA (pol) 2,54 E-02 METROS(m) 1Pé (ft) 0,3048 METRO (m) 1Pé (ft) 12 POLEGADAS (pol)

46

12 poI -----------------------> X(m)

Aplicando a regra de três temos: 1 pol. X(m) = 12 pol x 0,0254 (m)

X(m) = 12 pol x 0,0254 (m) / 1 pol

X(m) =0,3048 m

b) 3000 pés m c) 3 ½” mm d) 1000 m ft

Tabela 3.2 – Área

1 METRO QUADRADO (m2) 10,764 PÉS QUADRADO (ft²) 1 METRO QUADRADO (m²) 1550,003 POLEGADA QUADRADA (pol²) 1 PÉ QUADRADO (ft2) 9,290304 E-02 METRO QUADRADO (m²) 1 POLEGADA QUADRADA (pol²) 0,00064516 METRO QUADRADO (m²)

APLICAÇÃO:

3. Converter as seguintes unidades de área para as unidades pedidas:

a) 2” _______________ m

b) 100 ft² ____________ m

2. Uma broca possui 03 jatos com diâmetro de 14 /32” calcular a área total aberta em m².

SOLUÇÃO:

47

Tabela 3.3 – Volume

1 METRO CÚBICO (m3) 35,314 PÉS CÚBICOS (ft3) 1 METRO CÚBICO (m³) 1000 LITROS (l) 1 PÈ CÚBICO (ft 3) 0,02831685 METRO CÚBICO (m3) 1 BARRIL (bbl) 159 LITROS (l) 1 LITRO (l) 0,1589873 METROS CÚBICOS (m 3) 1 LITRO (l) 1000 MILILITROS (ml) 1 LITRO (l) 1000 CENTÍMETROS CÚBICOS (cm³) 1 BARRIL (bbl) 42 GALÕES (Gal) 1 Galão (Gal) 0,003785412 METROS CÚBICOS ( m3 ) 1 m3 6,29 bbl 1 Galão (Gal) 3,785412 LITROS (l)

O volume é uma grandeza das mais utilizadas nas operações de perfuração e produção, pois é constante a necessidade de mensurar os volumes injetados, produzidos e perdidos. As tubulações são cilíndricas, possuindo diâmetros e espessuras variáveis, cujos valores de capacidade volumétrica (bbl/m, ft³/m) são encontrados tabelados (Anexo 2). Estes valores também podem ser calculados conhecendo-se os diâmetros e comprimento de coluna.

3.3 Capacidade de poço aberto ou tubos de perfuração produção ou revestimentos

BBL/m = 0.003187 X D² D = diâmetro do poço ou interno do tubo (pol)

Pé3/m = 0.0178942 X D²

M /BBL = 313.7654575 D²

APLICAÇÃO:

1. Calcular a capacidade volumétrica (BBL/m) de um poço aberto de 8¾”

SOLUÇÃO: CAPACIDADE VOLUMÉTRICA (BBL/m) = 0,003187 x (8,75)² 0,244 BBL/m

2. Se o poço de 8¾” tiver 1000 metros de profundidade. Qual o volume de fluido necessário para

completar o poço ?

48

3.4 Capacidade anular entre tubos

• TUBO DE PERFURAÇÃO X POÇO ABERTO

• TUBO DE REVESTIMENTO X POÇO ABERTO

• TUBO DE REVESTIMENTO X TUBO DE REVESTIMENTO

• TUBO DE PRODUÇÃO X TUBO DE REVESTIMENTO

• CAPACIDADE ANULAR ENTRE TUBOS

BBL m = 0,0031871 (Di2- de2) Onde: Di - diâmetro interno do tubo externo

Pé3 / m = 0,0178942 (Di2 - de2) de - diâmetro externo do tubo interno

APLICAÇÃO:

1. Num poço revestido com 7” e 800 m de profundidade foi descida uma coluna de 3½” com a extremidade aberta até a profundidade de 500 m. Considerando que o poço estava cheio com fluido de completação, calcule o volume (bbl) do espaço anular entre o revestimento e a coluna de produção. Dados: Diâmetro interno do revestimento Di = 6.366 pol

2. Qual o volume total de fluido que ficou no poço após a descida da coluna de 3½” (diâmetro interno

de 2,992 pol).

3. Qual o volume de fluido estimado no retorno durante a descida da coluna de 3½” e di = 2,992 pol

do poço citado ?

49

3.5 Capacidade anular entre múltiplos tubos de produção, em tubos de revestimento ou poço aberto

BBL / m = 0,0031871 ( Di² - n de2)

Onde: n é o número de colunas de tubos de produção

(Di) - diâmetro do poço ou diâmetro interno do revestimento (pol)

(de) - diâmetro externo do tubo de produção (pol).

Tabela 3.4 – Tubos mais usados nas colunas de produção

3.6 Tanques

Os tanques mais utilizados nas sondas de perfuração e produção são cúbicos cilíndricos, sendo necessário em muitas operações sabermos o volume total ou parcial

Tanques c/ bases retangulares VOLUME = C X L X H Onde: C (COMPRIMENTO), L (LARGURA) E H ( ALTURA)

Tanques cilíndricos

VOLUME = π D2. H/ 4

Onde: π CONSTANTE MATEMÁTICA ADIMENSIONAL (3,1416) D - DIÂMETRO INTERNO DO TANQUE E H É A ALTURA DO TANQUE

50

APLICAÇÃO:

1. Calcular o volume em barris de um tanque de base retangular que possui seguintes medidas internas:

LARGURA (L) = 2,0 m COMPRIMENTO (C) = 3,0 m ALTURA (H) = 2,0 m

VOLUME = C x L x H → 3,0 mx2,0 mx2,0 m → 12 m3

Da tabela de conversão de volumes temos: 1 m³ → 6,29 bbl X=12 m³ x 6,29 bbl/ 1 m³ X=75,48 bbl

12 m³ → x

2. Se for necessário construir uma escola volumétrica para o tanque de aplicação 1 de 5 em 5 bbl, quantas divisões são necessárias e qual o comprimento em cm das divisões da escola ?

Solução: N° de divisões 75,48 / 5 = 15 divisões Comprimento = ALTURA (H) / N° de divisões ALTURA = 2,0 m → 200 cm Comprimento = 200 cm / 15 → 13,33 cm

Tabela 3.5 - Tempo

Tabela 3.6 – Massa

1 KILOGRAMA ( Kg) 1000 GRAMAS (g)

1KILOGRAMA(Kg) 2,2 LIBRA MASSA (Lb)

1 TONELADA ( Ton } 1000 KELOGRAMAS ( K g )

1 TONELADA (Ton ) 2200 LIBRA MASSA ( Lb )

1 HORA ( h ) 60 MINUTOS (min)

1 HORA (h) 3600 SEGUNDOS (S)

1 MINUTO (min) 60 SEGUNDOS ( s )

1 ANO 3,153600 E+07 SEGUNDOS (s)

1 DIA 86400 SEGUNDOS (s)

51

Tabela 3.7 – Vazão (Volume/Tempo)

1 m³ / s 1000 L / s

1 m³ / s 6,29 BBL/s

1 GAL/DIA 4,381264 E-08 m3/S

1 GAL/min (GPM) 6,30902 E-05 m3/S

1 BBL /min 42 GPM

1 BBL/min 229 m3/DIA

1 BBL / min 159 L/ min

A vazão é uma grandeza física que mensura o volume de um fluxo em um intervalo de tempo. A

vazão pode ser mássica ou volumétrica, sendo a volumétrica a mais utilizada nas operações de

intervenções em poços de petróleo. As medidas de vazão são efetuadas por medidores de fluxo,

aferição de fluxos em tanques de capacidade conhecida em um determinado intervalo de tempo.

Velocidade de bombeio de bombas de pistões (duplex/triplex).

3.7 Bombas mais usadas

• CENTRÍFUGAS - PERMITE OBTENÇÃO DE ALTAS VAZÕES COM BAIXAS PRESSÕES. • ALTERNATIVAS - ( DUPLEX E TRIPLEX ) - ALTAS VAZÕES COM ALTAS PRESSÕES.

As bombas triplex e duplex permitem uma variação da aceleração ou o CPM (curso por minuto) e portanto opera com uma vazão de trabalho desejada calculada ou tabelada. Existe tabelas (ANEXO) em que obtemos a capacidade volumétrica (bbl/curso) de bombas triplex e duplex sabendo-se o diâmetro da camisa, o curso do pistão e diâmetro da haste. As fórmulas matemáticas para calcular o rendimento volumétrico também podem ser utilizadas.

Fórmulas para cálculo:

BOMBA TRIPLEX (BARRIS/CURSO) = Φ 2 x Lc / 4118

BOMBA DUPLEX (BARRIS/ CURSO) = (2 x Φ 2 - H2 )x Lc / 6177

Onde: Φ diâmetro da camisa (pol)

Lc – curso do pistão (pol)

H – diâmetro da haste (pol)

52

APLICAÇÃO:

1. Um poço de injeção de água, injeta na formação com uma vazão de 10 m3 /dia a 60 kgf/cm2 no Teste de injetividade (TI).

a) Qual a vazão em bbl/min ? b) Se a água é injetada por uma bomba triplex de camisa com diâmetro de 6" e curso do pistão de

8",calcule a aceleração em CPM (curso /min).

Tabela 3.8 – Densidade 1 g/cm3 0,001 Kg/cm3

1 g/cm3 1000 Kg/ m 3 1 g/cm3 8,34 Lb/gal 1 g/cm3 62,43 Lb/pé3

É uma propriedade característica dos materiais, sendo esta importante propriedade físico-química muito utilizada nas intervenções de poços para identificar fluidos e amortecer poços onde se requer uma determinada pressão hidrostática. A densidade dos fluidos de pefuração e completação são mensuradas com o uso da balança de lama e densímetros.

Grau AP1 é uma grandeza utilizada mundialmente para expressar a densidade do petróleo, sendo este valor determinante para identificação dos óleos de base aromática ou parafinica.Quanto maior o °API maior a concentração de frações leves no óleo bruto. Esta unidade pode ser convertida para outras unidades, existindo tabelas apropriadas (ANEXO 3), ou através de cálculos:

D ( densidade @ 600 F ) = 141,5 / (°API +131,5 ) D = g/cm3

GRAU API = ( 141,5 /D(@ 60 ° F ) ) - 131,5

Obs: A medida do GRAU API de óleo a uma determinada temperatura deve ser corrigida para temperatura padrão de 6 0 ° F ( 15,56 ° C )

FÓRMULA DE CORREÇÃO: GRAU API corrigido = GRAU API medido + [ (60- T) /10 ] T- temperatura em 0 F em que foi medido o grau API do óleo.

Tabela 3.9 – Pressão

1 atm 14,7 PSI (LB/P0L2) 1 Kef / cm 2 (ATMOSFERA TÉCNICA) 14,223344 PSI 1 KsrfV cm 2 (ATMOSFERA TÉCNICA 98066,5 PASCAL (Pa) 1 atm (ATMOSFERA) 1,0332559 Kgf/cm2

1 atm (ATMOSFERA) 760 mm Hg 1 atm (ATMOSFERA) 10,332559 M DE H20 @4°C 1 PSI (Lbf /POL2) 0,0703069 Kgf/cm2

53

A pressão é uma grandeza física das mais importantes nas operações de intervenção em poços, sendo a maioria das operações realizadas com monitoramento das pressões monométricas. O manômetro é um equipamento onde é monitorado o valor físico das pressões utilizadas nas operações. Eles podem marcar em várias unidades, sendo mais comum o uso do psi e Kgf / cm2, podendo existir as duas escalas no mesmo manômetro. PRESSÃO HIDROSTÁTICA - Pressão exercida por urna coluna de líquido em um determinado ponto.

P hidrostática = 0,17 .pf. h pf = densidade do fluido (Ib/gal) h = altura (profundidade) (m)

APLICAÇÃO:

1. Calcular a pressão hidrostática a 750 m de profundidade de um poço abastecido por um fluido de cloreto de sódio com densidade 8,71b/gal. P hidrostática = 0,17 x 8,7 x 750 → 1109,25 psi

2.Calcular a densidade de um fluido para amortecer um poço de 500 m de profundidade para uma pressão hidrostática de 1100 psi.

1100 =0,17 x pf x500

Pf =1100 / 0,17 x 500 → pf = 12,94 lb/gal

Tabela 3.10 – Força

1 DINA 2,00000 E-05 NEWTON (N )

1 Lbf (LIBRA- FORÇA ) 4,4482 NEWTON ( N)

1 Kgf ( KILOGRAMA - FORÇA ) .9,8066 NEWTON ( N )

1 Kgf (KILOGRAMA -FORÇA) 2,205 Lbf (LIBRA-FORÇA)

54

Tabela 3.11 – Unidades do Sistema Internacional (S.I.)

NOME DA GRANDEZA NOME DA UNIDADE SÍMBOLO DA UNIDADE

Comprimento metro m

Massa quilograma kg

Tempo segundo s

Intensidade de corrente

elétrica ampére A

Temperatura kelvin K

Quantidade de matéria mole mol

Intensidade luminosa candela cd

55

3.8 Exercícios de matemática aplicada

1. Converta as unidades de comprimento a) 1 M= ____________________________________________CM

b) 1000 M= _________________________________________PÉS

c) 32 POL= _________________________________________CM

d) 10 PE= __________________________________________POL

2. Calcule:

a) 1,2 Mx1,4 M= _____________________________________M2

b) 4 Mx5 Mx8,3 M ____________________________________M3

c) 2,1 POLx3 POLx1,5 POL= ___________________________POL3

d) 4,1 PEx5,1 PE= ___________________________________PE2

e) 2,3 PEx3,1 PEx2,5 PE= _____________________________PE3

3. Calcule as seguintes conversões:

a) 1000 PSI=________________________________________KG/CM2

b) 1000 KG= ________________________________________LB

c) 5 M3= ___________________________________________BBL

d) 1 GAL= __________________________________________BBL

e) 1000 LITROS= ____________________________________BBL

f) 162 LITROS=______________________________________M3

4. DAD0 UM TANQUE DE COMPRIMENTO DE 5,10 M, 3,20 M DE LARGURA E 1,5 M DE ALTURA CALCULE O VOLUME EM BBL. 5. CALCULE A CONSTANTE DO TANQUE EM BBL/M 6. CALCULE O VOLUME DE FLUIDO NO TANQUE CUIA ALTURA MEDIDA É 80 CM 7. QUAL A VAZÃO NO TANQUE ANTERIORMENTE MENCIONADO CUJO INTERVALO DE TEMPO FOI DE 4 H ?

56

8. QUAL A ÁREA DE UM FIGURA GEOMÉTRICA CUJO DIÂMETRO É 0,80 M ? 9. QUAL O VOLUME DO TANQUE DE ALTURA 1,3M CUJA BASE FOI CALCULADA ANTERIORMENTE EM BBL? 10. QUAL A CONSTANTE DO TANQUE MENCIONADO? 11. QUAL A ÁREA DA COROA COM DIÂMETRO INTERNO DE 3 POL E EXTERNO 3,5 POL ?

12. QUAL E O VOLUME EM BBL TENDO COMO BASE A COROA DO EXEMPLO ANTERIOR CUJA ALTURA É 10 M ?

57

4. SISTEMA DE UMA SONDA

1- Sustentação 2- Circulação 3- Segurança 4- Acessórios 5- (Power Swivel e mesa rotativa)

Figura 4.1A – Sonda

58

Objetivo • Mostrar os princípios de funcionamento dos principais componentes de uma SPT. • Identificar os cuidados operacionais. • Demonstrar a importância da manutenção • Conhecer as unidades de medidas usadas nas operações com SPT.

Figura 4.1B – Sonda

59

4.1 Sistemas de sustentação Definição É o sistema que determina a capacidade da sonda de segurar, sustentar e ou suportar uma carga dinâmica ou estática. Principais funções: 1- suportar a coluna de produção ou perfuração; 2- manobrar esta coluna, descendo ou retirando-a do poço, assim como qualquer coluna ou ferramenta especial; 3- descer e manobrar as colunas e bem assim todas as cargas impostas ao mastro/torre através do sistema.

Figura 4.2 – Suporte da coluna

60

4.1.1 Pontos de limitação do sistema de sustentação A) Capacidade de tração do mastro, do bloco de coroamento, do quadro de manobras (guincho) e Catarina. B) Capacidade de elevação útil da sonda verificar os seguintes comprimentos: Catarina, LINKS, elevadores e equipamentos a serem suspensos e comparar com a altura útil do mastro da sonda.

• Podemos agrupar no sistema de sustentação, como parte integrante, os seguintes

equipamentos;

1- Quadro de manobras 2- Bloco de coroamento 3- Catarina 4- Gancho da Catarina 5- Elevadores 6- Cabos.

4.1.2 Quadro de manobras

Definição O quadro de manobras em uma sonda é considerado como centro de força, uma vez que não somente promove o movimento do sistema, como também comandar o movimento dos elementos rotativos.

Figura 4.3 – Quadro de manobras

61

4.1.3 Bloco de coramento Definição Conjunto de polias instalado no topo do mastro, para reduzir a tração no cabo, permitindo maior carga suspensa, em conjunto com a Catarina, oferece ao sistema vantagens mecânicas que variam conforme o número de polias.

Figura 4.4 – Bloco de coramento

62

Figura 4.5 – Disposição do cabeamento

63

4.1.4 Catarina

Funções

a) Reduzir a tração no cabo, através de polias;

b) Permite maior carga suspensa;

c) Manobrar coluna e equipamentos através do gancho para dentro e fora do poço;

d) Absorver vibrações;

e) Distorcedor.

Figura 4.6 – Catarina

64

4.1.5 Gancho de Catarina

Com o aparecimento dos mastros telescópicos, tem havido uma tendênciade reduzir o

comprimento do conjunto Catarina-gancho e, então, têm aparecido os ‘’ganchos combinados’’, os

ganchos conectores, os quais consistem de uma peças ligadas diretamente à Catarina; as alças são ,

portanto, eliminadas e tanto o gancho como a Catarina ficam reduzidos em comprimento.

Figura 4.7 – Gancho de Catarina

65

4.2 Sistema de circulação

O sistema de circulação de fluido de completação é composto por bombas de fluido, tanque de

pistoneio, tanque de aferição, tanques de fluido, linhas de injeção, linhas de retorno e conjunto

anular/TUBING.

As bombas de lama são bombas do tipo alternativas, acionadas por motores diesel ou (elétricos), com

finalidade de bombear fluido a alta pressão. onde em cada ciclo é registrado uma pistoneada ou

STROKE. O volume por STROKE é o volume de fluido efetivamente deslocado pela bomba em cada

ciclo, sendo por isso multiplicado pela eficiência da bomba, usualmente em torno de 95% . Principais

tipos de bombas usadas nas SPT’S são: duplex e TRIPLEX.

Figura 4.8 – Sistema de circulação de fluido

66

Figura 4.9 – SPT’S para 60000/10000 LBS Figura 4.10 – SPT’S para 150000 e 200000 LBS

4.3 Sistema de segurança Este sistema garante a realização dos trabalhos de completação com segurança. Atualmente

podemos citar os seguintes equipamentos:

A) Extintores de pó químico e gás HALOTRON

B) Sistema de combate a incêndio com bomba mangueiras e proporcionador de espuma

C) Preventor de gavetas (BOP)

D) Sistema de parada de emergência da sonda

E) Acessórios

NAS SPT`S COM CONTRATO PARA

60000/100000LBS TRABALHAMOS

COM TANQUES PARA FLUIDO E UM

PARA ÁGUA COM BOMBA PARA

3000PSI.

NAS SPT’S COM CONTRATO PARA 150000 e 200000LBS TRABALHAMOS COM TANQUES PARA FLUIDO E UM PARA ÁGUA COM BOMBA PARA 5000PSI.

67

Figura 4.11 – Sistema de completação de segurança

4.3.1 Extintores de incêndio

Devem ser bem conservados, protegidos, lacrados, com carga dentro do prazo de validade em

quantidade suficiente, próximo a área de risco e com livre acesso para o uso.

4.3.2 Sistema de combate a incêndio

1- As mangueiras de incêndio devem está em bom estado de conservação, em quantidade suficiente

e as que estão com mais de um ano deverão ser testadas com pressão de trabalho.

2- Os esguichos reguláveis devem está operacionais e em bom estado de conservação.

Figura 4.12 – Sistema de combate a incêndio

68

3- As chaves para conexão das mangueiras de incêndio devem está em bom estado de conservação

e em quantidade suficiente.

4- Pessoal da equipe da sonda devem conhecer todo o sistema de combate a incêndio, e está

preparado para combate-lo de imediato.

5- Bombas

Para o sistema de segurança, podemos contar com uma bomba centrífuga interligada ao tanque de

água para combate a incêndio.

Figura 4.13 – Bombas centrífugas

69

Tabela 4.1 – Volume de descarga – bombas duplex

70

4.3.3 Volume de descargas – bombas triplex

Ex. uma bomba succionou 20 bbl em 3,5 minutos, bomba triplex com camisa de 6.1/2’’ x 12’’ com

velocidade de 48 spm tipo da bomba 10p-130

Cálculos:

Q®=V(s)/T(s)= Qr= 20/3,5= Qr=5,71bbl/

mim

Vazão teórica=Q(t)= vb x cap.teórica

Q(t)= 48 x 0,12285= Q(t)= 5,89bbl/min

Eficiência volumétrica= Q®/Q(t)x100

Ev= 5,71/5,89 x 100=Ev= 96,9%

Cap (real)= Ev x cap.( teo)= 0,969 x 0,12285

Cap(real)= 0,11904 bbl/stroke

71

Tabela 4.2 – Volume de descarga bomba triplex

CAMISA EFICIÊNCIA

(100%)

CAMISA EFICIÊNCIA

(100%)

Diâmetro

(Polegadas)

Curso

(Polegadas)

Volume

(BBL/Stroke)

Diâmetro

(Polegadas)

Curso

(Polegadas)

Volume

(BBL/Stroke)

1 ¼ 5 0,00190 5¼ 8 0,05359

1½ 5 0,00274 5½ 8 0,05879

1¾ 5 0,00371 5¾ 8 0,06431

2 5 0,00486 6 8 0,06878

2¼ 5 0,00614 6¼ 8 0,07585

2½ 5 0,00760 4 8 ½ 0,03300

2¾ 5 0,00919 4¼ 8 ½ 0,03730

3 5 0,01093 4½ 8 ½ 0,04181

3¼ 5 0,01283 4¾ 8 ½ 0,04655

3½ 5 0,01488 5 8 ½ 0,05160

4 5 0,01943 5¼ 8 ½ 0,05688

2½ 7 0,01050 5½ 8 ½ 0,06238

2 85 7 0,01170 5¾ 8 ½ 0,06817

2¾ 7 0,01290 6 8 ½ 0,07429

3 7 0,01520 4½ 9 0,04421

3¼ 7 0,01791 5 9 0,05459

3½ 7 0,02070 5½ 9 0,06609

3¾ 7 0,02380 6 9 0,07874

4 7 0,02710 4½ 10 0,04929

4½ 7 0,03438 4¾ 10 0,05479

5 7 0,04255 5 10 0,06072

5½ 7 0,05149 5¼ 10 0,06689

6½ 7 0,06116 5 31 10 0,07364

7 7 0,07189 5¾ 10 0,08019

2 7 0,08333 6 10 0,08741

2½ 8 0,00776 6¼ 10 0,09479

3 8 0,01214 6½ 10 0,10261

3¼ 8 0,01748 6¾ 10 0,11065

3½ 8 0,02054 5½ 12 0,08811

4 8 0,02379 5¾ 12 0,09643

3¾ 8 0,02733 6 12 0,10504

4 8 0,03109 6¼ 12 0,11377

4¼ 8 0,03499 6½ 12 0,12285

4½ 8 0,03934 6¾ 12 0,13263

4¾ 8 0,04384 7 12 0,14265

5 8 0,04857 7¼ 12 0,15310

72

4.3.4 Preventor de gavetas (BOP)

Inspeção:

Ao receber um BOP no campo, devemos verificar os seguintes itens:

1- Realizar uma inspeção visual e engraxamento total da parte interna do mesmo

2- Limpar inteiramente o preventor antes da instalação

3- Limpar e inspecionar a superfície de vedação do sulco dos anéis quando a pequenos pontos de

oxidação e arranhões. Remove-los com folha de lixa.

4- Limpar e inspecionar os prisioneiros e as porcas quanto a sua adequação, diâmetro e condições.

Substituir os que estiverem danificados.

Figura 4.14 – Preventor de gavetas Figura 4.15 – Bop

Figura 4.16 – Montagem correta das gavetas

73

5- Assegurar-se de que as gavetas de tamanho correto estejam instaladas.

Na montagem:

1º - Assegurar-se de que o BOP esteja instalado com lado correto para cima, caso contrário não

conterá a pressão do poço.

Observar os seguintes detalhes:

• Alguns modelos tem inscrição “TOP” ou “ THIS SIDE UP” fundida no corpo, indicando a

parte que deve ficar para cima.

• Alguns modelos tem orelhas de içamento acima das saídas das linhas de

estrangulamento e de matar.

OBS: durante o manuseio ou transporte os flanges devem ficar devidamente protegidos por uma

chapa de aço ou madeira. Essa proteção evita danos na sede do anel de vedação.

Figura 4.17 – Observar proteção dos flanges

74

Figura 4.18 A – Erro na instalação do Bop Figura 4.18 B – Erro na instalação do Bop

Figura 4.18 C – Erro na instalação do Bop

75

Figura 4.19 A - Fluxo descontrolado do poço para a superfície (blow out)

Figura 4.19 B - Fluxo descontrolado do poço para a superfície (blow out)

76

4.3.5 Sistema de parada de emergência da sonda

Esse sistema ao ser acionado pelo sondador, efetua o corte do óleo combustível e fechamento da

borboleta da admissão de ar dos motores da sonda e bomba de lama.

4.3.6 Acessórios

Toda sonda é equipada com:

• Aparelho de detecção de explosividade;

• Aparelho para detecção e monitoramento de gás sulfídrico;

• Jogo de equipamentos de proteção com vapores ácidos e gás;

• Conjunto constituído por uma máscara autônoma, um cilindro reserva e duas mascara

faciais com filtros para H2S.

Para a segurança do torrista durante a subida/descida da torre, ele dispõe do trava-quedas, contra

peso e para o abandono da mesa em caso de emergência o GERONOMO.

Limitador da Catarina.

Descargas úmidas/corta fogo instaladas nos motores evita que os motores não lancem fagulhas

para área do poço.

4.3.7 Trava-quedas

• Cinturão de Segurança

• Todos os trava-quedas devem ser utilizados, obrigatoriamente, com cinturão de segurança

tipo pára-quedista. A ligação do aparelho ao cinturão (extensor) deve ser, obrigatoriamente,

nas costas (dorsal) ou peito (frontal). Nosso durável extensor é constituído por dois

mosquetões Gulin, em aço inox, interligados por (no máximo) seis elos de corrente de aço.

Figura 4.20 – Trava-quedas

77

4.3.8 Gerônimo

O termo Gerônimo é usado aqui com o significado: equipamento de fuga de emergência Gerônimo.

Gerônimo é também o nome do fabricante do equipamento Gerônimo Manufacturing.

O equipamento de fuga de emergência Gerônimo, oferece o mais rápido método de descida

controlada de um mastro, torre ou qualquer estrutura alta na eventualidade de uma emergência.

Cuidadosamente manufaturado e construído dos melhores materiais, o equipamento de fuga de

emergência Gerônimo tem sido testado, sobre todas as condições, em sondas de petróleo ao redor

do mundo.

Figura 4.21 - Gerônimo

78

PESO

KILOGRAMA(Kg)

LIBRA(Lb)

TONELADA(Ton.)

ONÇA

1

2.205

0.001

35127

0.454

1

0.00045

16

1000

2.204.6

1

35.273.96

0.028

0.0625

0.000028

1

4.3.9 Conversão de unidades

Tabela 4.3 - Comprimento

Tabela 4.4 - Peso

COMPRIMENTO

POLEGADAS

PÉS

METROS

CENTIMETROS

MILHAS

1

0.023

0.0254

2.54

0.00002

12

1

0.305

30.48

0.0002

39.37

3.28

1

100

0.00062

0.394

0.0326

0.01

1

0.000006

63.360

5.260

1609.3

160.934.4

1

79

VOLUME

Pol ³

Pé³

M³

Cm³

LITROS

US Gal.

BBL

1

0.0006

0.00002

16.4

0.0164

0.0043

0.0001

1728

1

0.028

28.316.8

28.32

7.48

0.178

61.023.7

35.31

1

1.000.000

1.000

264.17

6.29

0.0610

0.000035

0.000001

1

0.001

0.00025

0.000006

61.03

0.035

0.001

1000

1

0.26

0.006

231

0.134

0.0038

3.785.4

3.785

1

0.024

9702

5.615

0.159

158.982

158.982

42

1

PRESSÃO

Kgf/Cm²

PSI

ATM

mm Hg (O c)

Fol Hg (O c)

Pol H O (4 C)

1

14.22

0.966

735.56

28.96

393.71

0.070

1

0.068

51.71

2.04

27.68

1.033

14.7

1

760

29.92

406.79

0.0014

0.019

0.0013

1

0.039

0.535

0.035

0.491

0.033

25.4

1

13.60

0.036

0.0025

1.868

1

Tabela 4.5 - Volume

Tabela 4.6 – Pressão

80

4.4 Acessórios

4.4.1 Mesa rotativa

É o equipamento que transmite rotação à coluna de perfuração ou coluna de trabalho e

permite o livre deslizamento do KELLY no seu interior.

KELLY e o elemento que transmite a rotação proveniente da mesa rotativa a coluna de perfuração ou

coluna de trabalho.

em sonda de terra o KELLY mais comum é a quadrada.

4.4.2 Swivel (cabeça de injeção)

Tem as funções de permitir a injeção de fluido pelo interior da coluna, enquanto a mesma gira,

sem que o conjunto Catarina - gancho e as linhas do cabo de aço fiquem submetidas a qualquer

espécie de esforço rotativo sustentar a coluna de trabalho com Kelly (ao usar mesa rotativa ) ou o

Pawer Swivel.

4.4.3 Power Swivel

Funcionamento do Power Swivel:

O motor principal movimenta uma bomba que succiona o óleo de um tanque e descarrega através de

uma mangueira de alta pressão num motor existente na cabeça de injeção (Power Swivel) ou em

separado (Power Sub) que gira a coluna de trabalho e funciona nos dois sentidos de rotação e o óleo

retorna continuamente para o reservatório.

Figura 4.22 A – Power Swivel Figura 4.22 B – Power Swivel

81

Na Petrobrás a unidade de massa específica mais utilizada é a libra massa por galão

(lbm/gal). Usa-se costumeiramente (lb/gal).

A balança dessimétrica deve ser freqüentemente calibrada com água doce a 21°c que deve medir

8,33 lb/gal.

Fórmulas:

Ph= 0,17 x p(lb/gal) x dv(m) – resultado em psi

Gradiente do fluido= pe/h onde pe=pressão estática, h=profundidade onde foi medida a pe.- resultado

psi / m

Onde ‘dv’ na equação refere-se à profundidade vertical.

Vazão de bomba

Vazão real q®= volume transferido/tempo de operação

Vazão teórica q(t)= velocidade de bombeio x capacidade teórica da bomba(tabela)

Eficiência volumétrica ev= vazão real q® / vazão teórica(t) x 100

Capacidade real= eficiência val. X cap. Teórica (na tabela)

Volume de um tanque= constante do tanque x altura do tanque

Problema:

Sabendo que uma bomba triplex 10P-130 com camisa de 6.1/2’’ X 12’’

Com 47 spm ficou bombeando das 9:15 às 9:25Hs.

Tendo o tanque baixado 89 cm , const. do tanque=0,636 bbl/cm .cálcule:

a) Q®= vazão real

b) Q(t)=vazão teórica

c) EV= eficiência volumétrica

d) CAP. REAL=

Cálculos:

a)Tempo de bombeio = 9:15 para 9:25 = 10 min

Volume bombeado= 89cm x const. do tanque = 89 x 0,636 = 56,60bbl

Q®= 56,60/ 10 = 5,66 bbl/min

b) Q(t)= vel. Bom. x cap. Teórica= 47 x 0,12285= 5,77bbl/min

c)EV= Q® / Q(t) x 100 = 5,66 / 5,77 x 100 = 0,98 x 100 = 98%

d) CAP. REAL= EF. VOL x CAP. TEOR.(tab. do fab.) = 0,98 x 0,12285 = 0,12039 bbl/stk

Um poço produziu durante 30 min 22cm, cte. Do tanque 0,636BBL/CM

Qual a vazão do poço em m3/d?

Cálculo: volume produzido= medida do tanque x cte. do tanq= 22 cm x 0,636 bbl/cm

Vol. Prod = 13,99 bbl

Vazão Q= 13,99 / 30 min = Q= 0,466bbl/min = Q= 0,466 x 1440= 671,04 bbl/ dia

Q= 671,04 / 6,29 = 106,68 m³/d

82

4.4.4 Instrumentos de controle

1- Indicador de peso (Martin Decker, Totco), e indicador de peso e pressão através de registro em

carta.

Martin Decker é o instrumento para controlar o peso suspenso no gancho mede na realidade, a

tensão (de tração) que estar sendo aplicado na linha morta do cabo. O indicador é composto de duas

escalas concêntricas: a escala móvel (vernier) e a escala de peso suspenso. A escala móvel tem um

indicador bem mais sensível onde se podem observar as pequenas variações de peso. Tem o ‘zero’

móvel que deve ser ajustado antes de acompanhar uma operação de fundo. A escala de peso

suspenso indica o peso aparente, isto é, a soma algébrica de: peso da Catarina-gancho e parte do

cabo, peso da coluna (+), empucho do fluido (-), ou a tração da coluna.

Funcionamento: com o diafragma instalado na linha morta ‘Dead line’, ao tracionar uma carga o cabo

exerce uma pressões sobre o diafragma através do defletor. O diafragma comprime o óleo que

penetra na mangueira, que estar ligado ao indicador através do “Damper” onde é distribuído o fluido

para os Bordon do vernier e do indicador de peso.

Figura 4.23 – Martin Decker

Figura 4.24 - Funcionamento

83

4.4.5 Equipamentos de manuseio

Elevadores para tubos: é um colar bipartido, capaz de prender as colunas de completação de

completação. Possui um trinco na parte frontal para permitir que seja aberto ou fechado facilmente e

uma dobradiça na parte, posterior, unindo as duas seções. Sua função é a movimentação ascendente

e descendente da coluna.

É ligado ao gancho através dos seus dois braços (LINKS) que terminam em olhais por onde são

presos às orelhas do gancho e do elevador. Variam conforme os tipos de colunas a serem

movimentadas, isto é capacidade, diâmetro e o perfil externo da extremidade da tubulação.

Os mais utilizados: NU, EU para colunas de produção e IF para coluna de perfuração.

SUB de elevação (LIFT SUB): são utilizados para içar elementos tubulares, especialmente comandos,

quando não for possível empregar o elevador.

Figura 4.25 – Elevadores para tubos

4.4.6 Coluna de trabalho

Comandos (DRILL COLAR) são tubos de aço especial com parede bem mais espessa que a

dos tubos da coluna de trabalho e a de produção, e tem função de proporcionar peso sobre a broca,

evitando que os tubos trabalhem sobre compressão.

Tubos mais usados na produção:

EUE (EXTERNAL UPSET END) tem um reforço externo que o torna mais resistente que o

corpo do tubo. A rosca possui oito fios por polegada.

NU (NON UPSET).

84

Figura 4.26 – Coluna de trabalho

• Tubos de Trabalho

• Tipos mais usados: 2.3/8”IF, 2.7/8” EU e 2.7/8” IF

• Verificar estado das roscas. Usar protetor.

• Gabaritar tubos e conexões.

• Evitar erros de medição de coluna (metragem e quantidade)

• Usar graxa nos pinos dos tubos durante a montagem da coluna.

Nota:

• Sempre contar e registrar a quantidade de tubos na locação, assim como qualquer

movimentação.

85

4.4.7 Tubos para coluna de produção

Figura 4.27 – Tubos de produção

86

5. FLUIDOS DE COMPLETAÇÃO

5.1 Introdução No processo de construção do poço várias etapas são seguidas até que o mesmo fique pronto. As

etapas que antecedem a completação começa pelo estudo das bacias sedimentares e em seguida

pelas pesquisas de geologia de superfície, depois pelas pesquisas de sub-superfície executados pela

geofísica e por último a perfuração do poço para confirmação da existência de hidrocarbonetos.

Durante a perfuração do poço são colhidas amostras das rochas cortadas pela broca para estudos de

geologia. Nestas amostras é possível se detectar a existência ou não de hidrocarbonetos em um

determinado intervalo do poço. Independente da existência ou não de hidrocarbonetos, uma

operação de perfilagem a poço aberto é realizada para confirmação do intervalo onde se encontra o

referido produto e também confirmar o poço é economicamente viável. Confirmado a viabilidade

econômica do poço, o mesmo é revestido com tubulação de aço e cimentado para posterior

avaliação.

Na maioria das vezes, principalmente nos campos terrestres, é comum o poço ser perfurado por uma

sonda de maior porte conhecida como sonda de perfuração e completado por outra sonda de menor

porte conhecida como sonda de produção. O critério para escolha da sonda está baseado nos

seguintes fatores: agilidade nas operações, rapidez nos DTM’s, menor custo diário, etc. Normalmente

as sondas de perfuração são mais caras em função da quantidade e da capacidade de carga dos

seus equipamentos.

5.2 Operações executadas pela sonda de completação

5.2.1 Completação

É o conjunto de atividades executadas no poço, visando colocá-lo em produção ou injeção atendendo

às condições técnicas e de segurança adequadas.

87

5.2.2 Restauração

É o conjunto de atividades executadas no poço, visando restabelecer as condições normais de fluxo

do reservatório para o poço ou vice versa, como também reduzir ou eliminar a produção de fluidos

indesejáveis e corrigirem falhas mecânicas no revestimento ou na cimentação. Dentre as atividades

de restauração, tem-se:

• Acidificação de matrizes

• Injeção de surfactante

• Injeção de solventes

• Injeção de bactericidas

5.2.3 Recompletação

É o conjunto de atividades, executadas no poço, visando colocar em produção ou injeção nova zona,

ou reabrir zona anteriormente isolada.

Dentre as atividades de recompletação, tem-se:

• Colocação em produção ou injeção de uma nova zona

• Recolocação em produção ou injeção de uma zona isolada no passado.

• Substituição de zonas de produção ou injeção

• Recolocação em produção ou injeção de um poço abandonado no passado.

5.2.4 Limpeza

É o conjunto de atividades, no interior do revestimento de produção, visando a substituição ou

remoção dos equipamentos de sub-superfície, objetivando um maior rendimento técnico e econômico.

Constituem, também, atividades de limpeza:

• Remoção de detritos decantados no fundo do poço

• Reparo de restrições no revestimento

• Indução de surgência por pistoneio ou com nitrogênio

88

5.2.5 Estimulação

É o conjunto de atividades que objetivam aumentar a produtividade ou a injetividade de uma rocha

reservatório, mediante a criação de fraturas artificiais, através das quais se processará,

preferencialmente, o fluxo dos fluidos.

As atividades de estimulação compreendem:

• Fraturamento hidráulico convencional

• Fraturamento Ácido

• Acidificação de matriz

5.2.6 Avaliação

Conjunto de atividades, executadas no poço, visando definir parâmetros de formação, verificar a

natureza dos fluidos e o índice de produtividade, bem como a injetividade nos poços injetores.

Os métodos usuais de avaliação são:

• Teste de formação

• Teste de produção

• Testes de injetividade

• Perfilagem de produção

• Registro de pressão

5.3 Etapas da completação de um poço

• Instalação da cabeça de produção;

• Instalação e teste do BOP;

• Montagem e descida da coluna com broca e raspador;

• Circulação para homogeneização do fluido contido no poço;

• Troca do fluido contido no poço por fluido de completação;

• Execução da operação de perfilagem a poço revestido para verificação da; cimentação.

Perfis corridos: CBL, VDL, USIT ou CAST-V;

• Análise do resultado da cimentação através dos perfis;

• Correção da cimentação, se necessário (operação de squeeze);

• Execução do canhoneio para comunicar o reservatório ao poço;

• Execução do pistoneio para T .I. F. (teste de identificação de fluido);

• Poço pronto para produção.

89

5.4 Fluido de completação 5.4.1 Definição

São fluidos utilizados durante as operações de completação ou em trabalhos posteriores visando

obter um acréscimo de produção. São colocados no poço por ocasião do condicionamento do mesmo

ou antes da operação de canhoneio e posteriormente em todas as intervenções que venham a ser

realizadas no mesmo.

Figura 5.1 – Fluido de completação armazenado nos tanques da sonda

5.5 Funções do fluido de completação

5.5.1 Funções básicas

• Manter sob controle as pressões de sub-superfície.

• Promover o carregamento de materiais do poço, tais como: areia, cascalhos, cimento, etc. e

garantir uma boa limpeza.

• Deslocar fluidos de tratamento para um determinado intervalo do poço.

• Manter a estabilidade das paredes do poço quando em completação a poço aberto.

• Resfriar e lubrificar equipamentos descidos no poço.

90

5.6 Características do fluido de completação

• Ser estável à elevada temperatura do poço.

• Não ser corrosivo, não tóxico e isento de sólidos.

• Ser inertes a ação de bactérias.

• Ter as propriedades físicas, químicas e reológicas facilmente controláveis.

• Ter baixo custo.

• Não danificar as zonas produtoras.

• Ser estável a contaminação por sais solúveis, minerais, cimento.

• Não trapear gás facilmente.

• Resfriar e lubrificar equipamentos descidos no poço

• Permitir que a circulação se processe com um mínimo de perda de carga.

5.7 Propriedades do fluido de completação

Propriedades físicas:

• Massa específica

• Turbidez

• Viscosidade

Propriedades químicas:

• pH (potencial hidrogeniônico)

• Salinidade

• Teor de cálcio

• Dureza

• Sulfatos

91

5.8 Fatores que afetam a escolha do fluido de

completação

Temperatura.

Pressão de formação.

5.8.1 Temperatura

Para que se tenha a densidade correta da solução salina a ser preparada na temperatura de

superfície é imprescindível conhecer-se a temperatura do fundo do poço. Com a elevação da

temperatura as soluções salinas tendem a sofrer um aumento de volume (expansão térmica), gerando

como conseqüência imediata uma redução de sua densidade. Similarmente, o aumento de pressão

promove uma compressão volumétrica, gerando como conseqüência imediata, um incremento na sua

densidade.

As soluções salinas a base de cloreto de sódio(NaCl), cloreto de potássio(KCl) e cloreto de

cálcio(CaCl2) com range de densidade variando de 8,5 a 11,7 lb/gal, não são muito afetadas pelos

efeitos de pressão e temperatura, mas as soluções salinas de alta densidade como as de brometo de

sódio(NaBr), brometo de cálcio(CaBr2) e brometo de zinco(ZnBr2) são mais afetadas pela pressão e

temperatura tornando-se imprescindível os ajustes de suas densidades durante o seu preparo na

superfície.

Para as soluções salinas de baixa densidade, uma simples correção de densidade proporcionada pela

expansão térmica é efetuada.

Em altas temperaturas ocorre um aumento do volume da solução, como a massa é constante, temos

uma redução da densidade, sendo necessário uma correção desta.

Densidade = massa / volume

Δd = 0,003 x ( Tm - Ts )

Onde:

Tm = Temperatura média do poço

Ts= Temperatura da superfície

Densidade final = densidade inicial + Δd

92

5.8.2 Seqüência para o cálculo da redução de densidade

• Temperatura no fundo do poço (TF )

Onde:

TF = Temperatura no fundo do poço

Ts = Temperatura na superfície (Ts = 80º F )

G.G = Gradiente geotérmico

• Temperatura média(Tm )

• Redução da densidade

• Densidade do fluido no fundo do poço

• Densidade do fluido a ser preparado na superfície

93

Tabela 5.1 – Correção de densidade

5.8.3 Pressão da formação ou pressão de poros

É a pressão exercida pelo fluido contido nos poros da rocha.

O peso específico do fluido de completação é determinado em função da pressão da formação

acrescido de um fator de segurança de 200 psi.

Fórmula para da pressão hidrostática e da densidade com fator de segurança

Onde:

Ph = Pressão hidrostática requerida, psi

PF = Pressão estática da formação, psi

FS = Fator de segurança

D = Densidade, lb/gal

Densidade da solução salina (lb/gal) Fator de correção

8,4 a 9,0 0,0017

9,1 a 11,0 0,0025

11,1 a 14,5 0,033

14,6 a 17,0 0,0040

17,1 a 19,2 0,0048

94

5.8.4 Equipamento para medição da densidade – balança densimétrica

Figura 5.2 – Balança densimétrica Figura 5.3 – Densidade da água

Figura 5.4 – Escala da densidade (lb/gal) Figura 5.5 – Indicador de Nível

95

5.8.5 Soluções salinas e suas densidades

Figura 5.6 – Soluções salinas e suas densidades

5.9 Classificação dos fluidos de completação Os fluidos de completação são classificados como segue:

• Fluidos base água

• Fluidos base óleo

• Fluidos base espuma

• Base ar comprimido

Fluido base água: fase externa composta de água;

Fluido base óleo: fase externa composta de óleo;

Espuma: fase externa composta de água mais um agente espumante;

Ar comprimido: fase externa composta de ar comprimido.

96

5.10 Tipos de fluido de completação

Fluidos Base Água:

• Soluções salinas;

• Fluidos de perfuração modificados;

• Fluidos especiais à base de polímeros;

• Água de injeção.

Fluidos Base Óleo:

• Petróleo (óleo cru ou óleos viscosificados);

• Emulsão inversa;

• Emulsão direta.

Fluidos Base Ar:

• Ar Puro

• Névoa

• Espuma

• Ar comprimido

5.11 Descrição dos principais fluidos de completação 5.11.1 Soluções salinas

As soluções salinas são consideradas como as mais estáveis quimicamente com relação a outros

tipos de fluidos de completação existentes, daí a sua utilização em larga escala.

Pode ser subdividido em dois grupos saber:

Quanto a sua densidade:

• Soluções salinas de baixa densidade ( densidade até 11 lb/gal)

• Soluções salinas de alta densidade ( densidade maior que 11 lb/gal)

Quanto a sua composição:

• Simples: Usa-se somente um tipo de sal

• Composta: Usam-se dois ou mais tipos de sais

Exemplos de soluções salinas simples:

97

KCl, NaCl, CaCl2, CaBr2, ZnBr2.

Exemplos de Soluções salinas compostas:

NaCl + CaCl2; CaCl2 + CaBr2

5.11.2 Composição básica

• Água industrial

• Agente adensante - NaCl , CaCl2, CaBr2 , etc

• Controlador de pH – soda cáustica

• Estabilizador de argila

• Inibidor de argila

• Preventor de emulsão

• Inibidor de corrosão

• Bactericida

5.12 Tipos e características

5.12.1 Solução salina simples

Solução de cloreto de sódio

• Mais simples

• Mais econômica

• Densidade máxima 10 lb/gal a 60° F

• Adicionando-se 126 lb de NaCl em 1 bbl de água industrial obtém-se 1,133 bbl de uma solução

saturada com densidade de 9,99 lb/gal a 60° F;

• Não são muito corrosivas;

• Compatíveis com a maioria dos aditivos utilizados.

Obs: Até 9,7 lb/gal a solubilidade do sal em água é fácil e rápida , mas acima deste valor torna-se

lenta sendo difícil a obtenção de densidades mais altas.

98

Solução de cloreto de potássio

• São excelentes fluidos para formações com alta argilosidade e muito sensíveis a água;

• Densidade máxima 9,7 lb/gal;

• Adicionando-se 112,03 lbs de KCl em 1 bbl de água industrial obtém-se 1,135 bbl de uma

solução saturada com densidade 9,7 lb/gal a 60° F.

• A taxa de corrosão tem limites toleráveis com adição de inibidor e manutenção de pH na faixa

de 7 a 8.

Obs:A efetividade do cloreto de potássio como inibidor de argila encontra-se na faixa de

concentração de 1 a 3 % . Por esta razão não se costuma-se utilizar o mesmo como agente

adensante.

Solução de cloreto de cálcio

• Densidade máxima 11,7 lb/gal

• Adicionando-se 245,7 lbs de CaCl2 em 1 bbl de água industrial obtém-se 1,206 bbl de uma

solução saturada com densidade 11,76 lb/gal a 60° F.

• A taxa de corrosão mais baixa do que as taxas de corrosão das soluções de cloreto de sódio

e cloreto de potássio. com adição de inibidor e um pH acima de 7 uma boa passivação é

esperada.

Obs: O preparo e estocagem da solução de cloreto de cálcio próximo a saturação é problemática, já

que para densidades próximas a 11,6 a temperatura de cristalização é 56 º F, sendo seu uso

impraticável em climas frios (Temperatura < 15 º C)

5.12.2 Soluções salinas compostas

Solução de cloreto de cálcio/ cloreto de zinco

• Densidade acima de 11,7 lb/gal até 16,0 lb/gal;

• Custo menos elevado tratando-se de soluções salinas de alta densidade;

• O Cloreto de zinco: é um sal muito agressivo( ácido) , tóxico e suas soluções apresentam

altos índices de corrosão;

• A taxa de corrosão é reduzida com a adição do cloreto de cálcio, mesmo assim continua

elevada;

• Não deve ser usado como packer fluido, pois com o tempo tende a neutralizar a ação da

maioria dos inibidores de corrosão;

• Adicionando 110 lb da CaCL2 e 386 lb de ZnCl2 a 0,502 bbl de água industrial, obtém-se 1,0

bbl de solução saturada com 16 lb/gal.

99

Solução de cloreto de cálcio/ brometo de cálcio

• Densidade acima de 11,7 lb/gal até 15,1 lb/gal;

• Custo mais elevado em relação ao cloreto de zinco;

• Obtenção de densidade 15,1 lb/gal pela adição de cloreto de cálcio granular ou em flocos a

uma solução de brometo de cálcio de densidade 14 lb/gal;

• A taxa de corrosão bem menos acentuada que cloreto de zinco;

• Atenção especial com o uso da solução CaCl2 / CaBr2 devido a cristalização acontecer em

temperatura abaixo de 65º F;

• Adicionando 193,8 lb da CaCL2 e 500,6 lb de CaBr2 a 1,0 bbl de água industrial, obtém-se

1,654 bbl de solução saturada com 15,1 lb/gal.

Métodos de preparo em função do preço:

• Diluição do brometo de cálcio em água. Este método é o mais caro obtendo-se densidades de

11,6 a 14,2 lb/gal.

• Diluição do brometo de cálcio com solução de cloreto de cálcio( 32 – 38 % ). Este método é o

mais barato que o anterior. obtendo-se também densidades de 11,6 a 14,2 lb/gal.

• Adição de cloreto de cálcio sólido a uma solução de brometo de cálcio de densidade 14,2

lb/gal, incrementando sua densidade para 15,1 lb/gal. Esta solução saturada pode ser

ajustada para a densidade que se deseja pela diluição com volumes apropriados de uma

solução de cloreto da cálcio( 32 – 38 % ) obtendo-se densidades de 11,6 a 15,1 lb/gal.

Método mais econômico.

Vantagens do uso de soluções salinas:

• Ausência de sólidos insolúveis em suspensão

• São de fácil manuseio e preparo

• São compatíveis com a formação

Desvantagens do uso de soluções salinas:

• Difícil controle de filtrado

• São altamente corrosivos

• Possuem baixo poder de carreamento

• Cristalização do sal nas soluções saturadas em baixas temperaturas.

• Custo elevado

100

5.13 Fluidos de perfuração modificados Trata-se do próprio fluido de perfuração que perfurou a zona de interesse, submetendo-o a

tratamentos químicos e de remoção de sólidos e especialmente a um controle do filtrado e ajuste da

densidade mais rigoroso, conforme condições programadas.

Uma vez que já se encontra no poço e tanques estes fluidos tendem a ser mais econômicos. As

modificações dependerão do tipo de formação, profundidade, temperatura, permeabilidade, etc.

Experiências anteriores em determinados campos ou com diferentes tipos de fluido, custo de

ajustamento das propriedades ou fabricação de fluido, também devem se levados em conta no seu

uso como fluido de completação.

Convém salientar que o fato do fluido está a disposição, ser econômico, ter filtrado baixo, peso

específico correto, viscosidade e força gel ideal, no entanto não torna estes fluidos os melhores para

serem usados. A presença de sólidos básicos como bentonita e baritina, podem causar danos e

dificultar no processo de separação de sólidos na superfície.

Tipos de fluidos de perfuração

Base Água:

• Baixo teor de sólidos

• Salgado tratado com polímero

• Salgado base KCl com polímero catiônico

• A base de poliacrilamida

• Fluido base orgânica (Parafina, Biodiesel)

Vantagens - fluido de perfuração modificados

• Já encontra-se no poço e nos tanques

• Necessita de pequenos ajustes

• São mais baratos

Desvantagens:

• Risco de dano à formação produtora

• Alta quantidade de sólidos em suspensão

• Provoca redução da permeabilidade por sólidos insolúveis

• Grande força gel

• Prejudica as operações de squeeze

• Pode provocar o tamponamento dos canhoneados

101

5.14 Fluidos especiais

São fluidos a base água programados especificamente para atender determinadas situações e seu

efeito sobre a produtividade do poço deve ser a menor possível.

Vantagens:

• Controle de filtrado

• Bom carreamento de sólidos promovendo uma boa limpeza

• Controle de viscosidade

Desvantagens:

• Sensível a temperatura ( T < 250º F )

• Sensível ao cisalhamento

• Custo elevado

• Retenção de sólidos

5.15 Petróleo, óleos viscosificados

Descrição: Esses fluidos podem ser apenas o óleo crú ou óleos viscosificados, para que passem a ter

força gel suficiente para sustentação dos agentes adensantes, já que os óleos sem viscosificantes

sob temperaturas elevadas não teriam bom poder de sustentação.

5.15.1 Composição básica

• Óleo cru (de preferência com baixo teor de asfalto ou parafinas ou biodíesel);

• Agentes gelificantes(argila organofílica, polímeros, etc) para fluido não aquoso

• Agentes adensantes ganulares( CaCO3, FeCO3, etc)

102

5.15.2 Vantagens, desvantagens e limitações

São fluidos cuja disponibilidade é grande , principalmente para poços em terra. Seu custo é

relativamente baixo e tendem a não causar danos a formação se o teor de asfaltenos e parafinas não

for elevado, e são usados sempre que possível se a massa específica não for um fator determinante

do fluido. É excelente como packer fluido, pois não apresenta problemas de corrosão a não quando

há presença de gás sulfídrico (H2S) dissolvido.

Tem como desvantagens o adensamento, pois como não possuem reologia suficiente para

sustentação dos sólidos adensantes, é necessário a adição de gelificantes o que encarecê-lo

sobremaneira.

Vantagens:

• Resistentes à altas temperaturas

• Possuem baixa taxa de corrosão

• Baixo custo

• Não causam danos a formação

• Apresentam baixo peso específico - zonas depletadas

Desvantagens:

• Baixa viscosidade e força gel

• Risco de incêndio

• Poluição ao meio ambiente

• Uso limitado em função do peso específico

5.16 Fluidos de emulsão inversa

Descrição: São constituídas de emulsões tipo água em óleo estabilizadas por moléculas orgânicas

(ácidos graxos).

Vantagens:

• Não reage com as argilas presentes no reservatório

• Resistente a elevadas temperaturas

• Grande variação de peso específico

• Não provoca dano ao reservatório

103

• Bom poder de sustentação de partículas em suspensão

• Bom poder de carreamento de sólidos

Desvantagens;

• Poluição ao meio ambiente

• Alto custo

5.17 Espumas

Dispersão homogênea de um grande volume gás em um pequeno volume de líquido.

Composição: água doce contendo um agente espumante e um gás, que pode ser CO2, N2, etc

Propriedades da espuma:

• Viscosidade

• Alta compressibilidade

• Baixo coeficiente de perda

• Poder de carreamento

• Baixa densidade

• Baixa fricção

Vantagens:

• Apresenta uma excelente capacidade de carreamento (7 a 8 vezes superior à água)

• Apresenta facilidade na identificação do material que sai do poço.

• É estável a temperatura

• Problemas com perda de circulação são minimizados devido ao baixo peso específico da

espuma

• Baixa invasão de filtrado na formação

• Pressões necessárias a circulação são baixas

• Dano à formação mínimo

Desvantagens:

• Contaminações com água salgada e petróleo quebram as espumas.

• Em operações nas quais o peso específico do fluido é necessário para controle do poço o

uso de espuma torna-se impraticável.

104

• Dificuldade operacional

• Custo elevado em função dos equipamentos necessários

• Dificuldade no controle das propriedades em poços rasos. Profundidade menor que 1.500

metros.

• Ocorrência de corrosão por oxigênio

5.18 Aditivos usados no fluido de completação 5.18.1 Bactericidas

Evitar desenvolvimento de bactérias

• Dano a formação

• Corrosão por H2S

5.18.2 Anti-espumantes

Evitar espumas no fluido

5.18.3 Surfactantes

Evitar inversão de molhabilidade da rocha e também formação de emulsão do fluido de completação

com o óleo do reservatório.

5.18.4 Inibidores de Corrosão

Tipos mais freqüentes na indústria do petróleo.

Uniforme Pitting Por fadiga

Galvânica Eletroquímica

• Base de cromatos- Fora de uso

• Base de aminas catiônicas

• Agentes seqüestrante (O2, H2S )

105

5.18.5 Estabilizadores de argilas

Polímeros catiônicos

Função: Evitar a desintegração/migração das argilas.

5.18.6 Inibidores de argilas

Inibir inchamento de argila ( KCl )

Tipos de argilas:

Esmectitas Caulinita Ilita

Clorita Camada mista Magnesiana

5.18.7 Alcalinizantes

Utiliza-se soda cáustica para o controle do pH.

pH menor que 7 Meio ácido ( alta corrosão)

pH igual a 7 Neutro

pH maior que 7 Meio básico

5.18.8 Adensantes

Utilizado para levar o peso específico do fluido:

• Fluido de perfuração: Baritina ou Hematita

• Fluido de completação: Sais ou Calcário

5.19 Packer fluido 5.19.1 Definição

Fluido que é deixado acima do packer, entre o tubo de produção e o revestimento por longos períodos

de tempo, após a completação ou qualquer outra operação no poço.

106

5.19.2 Funções

• Manter o controle de pressões no revestimento evitando o colapso do mesmo;

• Proteger os equipamentos de subsuperfície da corrosão;

• Permitir a manipulação da coluna e / ou packer sem decantação de detritos sobre os mesmos.

5.19.3 Propriedades desejadas

• Não ser corrosivo ou permitir um contrôle de corrosão;

• Ser livre de sólidos ou ter condições de manter os sólidos em suspensão por longos períodos

em condições estáticas;

• Permitir que os equipamentos do poço sejam movimentados a vontade;

• Não apresentar dificuldades nas reentradas no poço em operações de workover;

• Não danificar a formação.

Figura 5.7 – Esquema de um poço completado

107

5.20 Tampões de perda

5.20.1 Definição

São sistemas de fluidos deslocados e injetados no intervalo canhoneado com o objetivo de reduzir ou

estancar a perda de fluido para à formação. 5.20.2 Tipos de tampões

• Tampão de calcita;

• Tampão de resina solúvel em óleo;

• Tampão gelificado;

• Tampão viscosificado;

• Tampão de sal.

5.20.3 Materiais de combate à perda de circulação

A perda de fluido de completação para a formação é sempre indesejável. De modo geral, ela causa

dano à formação, incrementa o custo do fluido de completação, bem como o tempo de sonda para o

combate a perda. Os agentes granulares de tamponamento temporário são os principais materiais

utilizados no combate a perda de fluido nas operações de completação. Dentre eles, os mais utilizados são:

• Cloreto de sódio;

• Ácido benzóico;

• Resinas solúveis em óleo;

• Carbonato de sódio;

• Naftalina.

As principais características que governam a utilização desses agentes são:

• Granulometria;

• Solubilidade;

• Temperatura de fusão;

• Densidade;

• Concentração recomendada;

108

O sucesso de uma operação de combate à perda depende, além do tipo e características do agente

granular, das características do fluido carreador e da formação, bem como o conhecimento das

condições mecânicas e de reservatório.

Figura 5.8 – Poço completado com BCS

109

6. INTERVENÇÃO EM SONDAS No final da perfuração de um poço são descidas ferramentas especiais de perfilagem para avaliação das formações, isto é, medição de propriedades tais como: tipo de formação (calcário, arenito ou folhelho); porosidade e fluido existente. Em seguida, com o resultado desses perfis, decide-se ou não pela descida de revestimento. Para dar continuidade da avaliação das formações ou para que o poço entre em operação, ex: produção de óleo, injeção de gás, é necessário que ocorra intervenção de sonda ou, eventualmente, pode ser utilizado um equipamento mais simplificado. As sondas de produção mais cornumente usadas são: sonda de produção terrestre - SPT; sonda de produção marítima -SPM; sonda de produção hidráulica - SPH.

6.1 Objetivo de intervenção em um poço

Várias operações, que serão discutidas mais adiante, são realizadas para a avaliação de um poço revestido ou antes que o poço seja equipado e pronto para entrar em produção ou injeção. Estas operações são realizadas pela sonda ou por uma companhia contratada, sendo que durante uma intervenção algumas destas operações podem ou não ser realizadas, a depender do tipo de poço. 6.1.1 Tipo de poço – Identificação de um poço O nome de um poço é constituído de números e siglas. O número inicial, que vai de 1 até 9, identifica o tipo de poço, definindo o objetivo para que foi perfurado: 1- poço PIONEIRO, perfurado em região onde existe formação com possibilidade de ser geradora de hidrocarboneto e característica de armazenamento de fluido; 2- poço EXTRATIGRÁFICO, perfurado para identificar as formações e características das camadas do subsolo; 3- poço EXPLORATÓRIO, perfurado em região que já foi encontrado hidrocarboneto e tem objetivo de determinar a área do reservatório; 4- poço PIONEIRO ADJACENTE, perfurado em região próxima de um reservatório e que tem objetivo de identificar prolongamento desse mesmo reservatório; 5- poço com JAZIDA RASA, perfurado com objetivo de avaliar (identificar) formação mais rasa com indício de hidrocarboneto; 6- poço com JAZIDA PROFUNDA, perfurado com objetivo de avaliar (identificar) formação mais profunda com indício de hidrocarboneto; 7- poço de DESENVOLVIMENTO, poço perfurado dentro da área com reservatórios já delimitados, denomina, com objetivo de produção de hidrocarboneto;

110

8- POÇO ESPECIAL perfurado com o objetivo específico, por exemplo, acompanhar pressão do reservatório; 9- poço PRODUTOR DE ÁGUA, perfurado para produção de água que será usada nos projetos de injeção para manutenção de pressão no reservatório. Este número é seguido de urna sigla que identifica o campo, por exemplo: CAM- campo na localidade de Canto do Amaro, seguido do número da perfuração e da sigla do estado, Ex: 1-LV-02-RN; 8-CAM-793-RN; 7-FZB-55 1-CE 6.1.2 Intervenção para avaliação de um poço Alguns poços são perfurados e revestidos com objetivo somente de efetuar AVALIAÇÃO, quando o interesse maior é de obter informações sobre o reservatório e sobre os fluidos nele contidos, visando determinar o tamanho do reservatório e a capacidade de produção. Geralmente estes poços são abandonados após os testes nas zonas que tenham mostrado interesse. Os poços tipo 1,2,3 e 4 geralmente são abandonados, e 5 e 6 podem ser equipados nas jazidas já conhecidas anteriormente. Operações de avaliação conhecidas como TFR e TIF são sempre realizadas. O TFR, teste de formação revestido, tem objetivo de identificar fluidos e correspondente vazão, determinar pressão dos intervalos que tenha apresentado algum interesse e outros dados das formações; o TTF, teste de identificação de fluido, quando o objetivo é somente quanto ao fluido — tipo e vazão. 6.1.3 Intervenção para equipar poço para produção ou injeção Os poços 7, 8 e 9 são perfurados dentro de um campo, e equipados após uma eventual avaliação, já que se conhece as zonas portadoras de hidrocarboneto. Os poços de óleo podem ser equipados para surgência natural ou, quando a pressão é insuficiente, equipados para bombeio, ou ainda poderá ser equipado com outro método de elevação artificial: gás-lifi, plunger-lift, etc. Nos poços de injeção os intervalos são abertos, limpos, com ácido se necessário, para receber água com vazão pré-calculada, e são equipados com coluna de tubos.

6.2 Tipos de intervenção em poço produtor ou injetor Intervenção é o conjunto de operações efetuadas num poço com objetivo de avaliar ou equipar o mesmo, e vários são os tipos de intervenção, a depender do seu objetivo. Quando qualquer intervenção ocorre depois que o poço já entrou em operação pela primeira vez, a mesma é genericamente chamada de “work over”.

111

6.2.1 Completação E o conjunto de operações que se iniciam após a descida e cimentação do revestimento de produção e termina após a colocação do poço em produção de óleo e/ou gás, ou em condições de injeção de fluidos (água, C02, gás, vapor etc.). Normalmente, a completação pode ser feita de 3 maneiras: a poço aberto (1) quando a zona produtora fica sem revestimento; poço com liner rasgado (2), quando a zona produtora fica recoberta com revestimento mas sem ser cimentado; e poço revestido (3), quando o revestimento é cimentado em frente à zona produtora e posteriormente é perfurado.

Figura 6.1 – Métodos de completação

6.2.2 Restauração E qualquer intervenção executada no poço após sua completação, visando recuperar a produtividade original devido perda de produção do intervalo. Ex: intervalo com alta produção de água (alta RAO- razão água óleo).

6.2.3 Recompletação E a intervenção que objetiva mudar a formação produtora ou converte o sistema de produção. Os trabalhos pedem ser os seguintes: transformar poço produtor em injetor, passar de produção simples para dupla; etc.

112

6.2.4 Avaliação E uma intervenção feita para coletar informações de um intervalo aberto, tais como:

• fluido, pressão estática e permeabilidade do reservatório 6.2.5 Limpeza Visa substituir os equipamentos existentes no poço ou efetuar limpeza do revestimento com a finalidade de restabelecer as condições de produção. Ex: pistão da bomba preso devido areia. 6.2.6 Mudança de método de elevação É a mudança no mecanismo de elevação do poço.Ex.: um poço que não possui pressão para produzir por surgência e será equipado com bomba de fundo. 6.2.7 Abandono Quase sempre, é a última intervenção em um poço. Ocorre quando não existe mais interesse econômico, e deve ser abandonado conforme norma da ANP, com tampões de cimento ou mecânicos.

Figura 6.2 – Poço abandonado conforme norma ANP

113

6.3 Programa de intervenção Operações durante uma intervenção com sonda quando existe necessidade de intervenção no poço, é elaborado um programa no qual constam o objetivo da intervenção; as operações que deverão ser executadas, dados necessárias para atingir o objetivo, informação sobre segurança, além de listar os padrões de execução e procedimento, conforme programa em anexo (7-CAM-837-RN).

Cuidados preliminares (para iniciar a intervenção) verificar:

• As condições mecânicas do poço — diâmetro do revestimento, profundidade do poço,

existência de “liner” ou colar de estágio.

• O estado dos equipamentos de manuseio — elevadores, cunhas, chave hidráulica, etc.

• Condições da bomba de lama — pressão de trabalho e vazão.

• Limpeza dos tanques — tanques de fluido e de retomo. • Linhas e manifolds — linhas, conexões, estado das válvulas, Berna.

ATENÇÃO — nunca movimentar equipamento de superfície com pressão dentro do poço 6.3.1 Instalação de equipamentos de superfície Os equipamentos de superfície têm por objetivo sustentar coluna (s) de trabalho ou produção, promover a vedação e controlar qualquer produção do poço. No inicio da intervenção deverão ser instalados cabeça de produção, B. O. P., condutores (RAISER) e adaptadores se necessários.

Figura 6.3 - Instalação de equipamentos de superfície

114

Sempre que ocorrer a primeira intervenção, antes da entrada da sonda no poço, deve ser observado o pino do revestimento quanto ao: A - ESTADO DA ROSCA — caso esteja danificada poderá dificultar o enroscamento da cabeça, causar vazamento e dificultar a descida de equipamentos; B - ALTURA — o pino elevado dificulta a instalação da cabeça, sendo necessário o corte e solda para rebaixar, no caso de usar cabeça enroscada; C - CENTRALIZAÇÃO — o revestimento descentralizado causará dificuldade nas manobras, problema na descida de equipamento dentro do poço e desgaste de equipamento durante a produção; D – CORROSÃO — o revestimento não deve apresentar sinal de corrosão pois podem aumentar e causar vazamento futuro. 6.3.2 Cabeça de produção É um equipamento conectado no topo do revestimento, constituindo-se de corpo, flange(s) e saídas laterais. Tem como objetivo suportar a coluna de produção, vedar anular entre o revestimento de produção e a coluna de produção. Também proporciona acesso ao espaço anular revestimento e a coluna de produção, através de saídas laterais em seu corpo. Internamente o corpo possui geometria para alojar um suspensor de coluna.

Figura 6.4 - Cabeça de produção universal

Cuidados:

1. Verificar a pressão de trabalho da cabeça e definir o limite da pressão de operação; 2. Verificar aperto de roscas e/ou aperto dos parafusos de flange; 3. Evitar de enroscar niples diretamente na cabeça, a fim de não desgastar as rosca laterais; 4. Verificar posição e vedação dos “prisioneiros do donat”; 5. Observar condição das válvulas laterais; 6. Usar cabeça bi-flangeada nos poços com alta pressão.

115

6.3.3 B. O. P. (Blow — Out Preventer)

É o equipamento de maior importância durante a intervenção. Por ser equipamento de segurança, deve-se ter cuidado com a manutenção, e sempre que necessário, efetuar testes de pressão e acionamento. É constituído de par de gavetas de tubo e par de gavetas cegas, e possui acionamento hidráulico.

Figura 6.5 - BOP Blow-Out Preventer

Figura 6.6 - BOP de gavetas Shaffer

116

Cuidados:

1. Deve estar ao par de gaveta cega na parte inferior, para permitir a substituição das gavetas de tubo, quando da mudança do diâmetro da coluna de trabalho ou produção;

2. Instalar a gaveta de tubos adequados antes da manobra; 3. As gavetas devem ser testadas com pressão de baixo para cima; 4. Testar o sistema de acionamento hidráulico sempre antes de iniciar uma intervenção.

observando sinais de vazamento em todo o sistema da superfície; 5. Efetuar limpeza do BOP sempre que ocorrer corte de cimento; 6. Nunca fechar as gavetas de tubo em luva;

ATENÇÃO - Gavetas cegas fechando sobre o tubo irá apenas amassá-lo, sem corta-lo, e não fará vedação. 6.3.4 Condicionamento do revestimento Uma vez instalados os equipamentos de superfície, procede-se à fase de condicionamento do revestimento de produção e à substituição do fluido que se encontra no interior do poço por um fluido de completação. Para o condicionamento, é descida uma coluna de tubos e comandos com broca e raspador, de modo a deixar o interior do revestimento de produção (e liner, quando presente) gabaritado e em condição de receber os equipamentos necessários. A broca é utilizada para cortar os tampões de cimento ou mecânicos porventura existentes no interior do poço, bem como restos da cimentação.

O raspador é uma ferramenta com lâminas retrateis, que desce raspando a parte interna do revestimento de produção, retirando o que foi deixado pela broca. Após o condicionamento do revestimento de produção, sua estanqueidade é testada sob pressão e feitas as devidas correções, se houver vazamentos. Para verificar a existência de vazamento, é feito um teste de pressão no mesmo. Este teste consiste em pressurizá-lo internamente com uma pressão limitada pelos equipamentos/ revestimentos. Uma pressão estabilizada durante 15 mm é um resultado positivo. Em caso negativo, deve-se localizar onde ocorre o vazamento. Descendo uma coluna com packer e assentando em profundidades pré determinadas (próximo ao colar de estágio, topo do liner, terça parte do revestimento), fazendo o teste de pressão tanto pelo anular como pela coluna.

Figura 6.7 – Condicionamento do revestimento

117

O fluido de completação, pode ser óleo do campo, óleo diesel ou urna solução salina, cuja composição deve ser compatível com o reservatório e com fluidos nele contidos, para evitar causar dano (obstrução à passagem de fluido) á formação, ou seja, originar obstrução que possam restringir a vazão do poço. Além disso, o fluido de completação deve ter uma densidade capaz de fornecer urna pressão hidrostática, no fundo do poço, ligeiramente superior à pressão estática do reservatório, para impedir que haja fluxo de fluidos da formação para o poço e assim mantê-lo amortecido, além de refrigerar a broca e remover cascalhos. Basicamente, condicionar o revestimento é: A - Limpar internamente, deixando-o livre de resíduos (cimento, parafina ou “scale”); B - Deixar o fundo do poço na profundidade solicitada pelo programa; C - Substituir o fluido do poço pelo fluido de completação, limpo, conforme informado no programa

ATENÇÃO - Qualquer dos itens anteriores que não seja bem executado causará falhas na execução do programa ou na produção ( injeção) futura do poço. 6.3.5 Itens para serem analisados durante condicionamento A – BROCA - Recomendado folga de 3/32.

• Peso sobre broca, rotação e circulação com valores adequados entre si; • Usar tipo adequado, ex.: tricônica p/ lascamento, usada em corte de cimento; • Rosca tipo regular. • Verificar o estado dos dentes e se os cones estão livres.

B – RASPADOR

• Pode ser usado durante corte do cimento; • E descido na posição caixa para baixo;. • Lâminas e molas devem estar em bom estado; • Verificar condição dos travadores das lâminas (de preferência, soldar os parafusos); • Evitar acumulo de cimento junto das molas (lavar após corte de cimento); • Evitar de deixar o raspador deitado sobre as lâminas

C – COMANDOS - tubos super pesados com função de dar peso sobre a broca e manter os tubos tracionados.

• Mais usados: 31/2 OD (rosca 2 3/8 IF) e 4 118 OD (rosca 2 7/8) • Sempre dar torque adequado conforme o diâmetro • Proteger de o espelho das roscas para evitar dano e conseqüente vazamento pelo mesmo;

Sempre usar colar de comando durante manobra. D - TUBOS DE TRABALHO

• Mais usados: 2 3/8 IF, 2 7/8 EU e 2 7/8 IF. • Verificar estado das rosca, usar protetores • Gabaritar todos os tubos e conexões.

ATENÇÃO - Evitar erros de medição de coluna — metragem e quantidade. Sempre contar e registrar a quantidade de tubos na locação assim como qualquer movimentação com tubos.

118

E – TIPOS DE FLUIDO Em um poço completado usando-se coluna com packer, ficará o anular acima dele cheio de fluido de completação. Tal fluido permanecerá ai por muito tempo e, portanto, não deverá ser corrosivo e nem possuir sólido, No primeiro caso atacaria as tubulações e no segundo haveria decantação sobre o packer, o que causaria a prisão do mesmo. Tal fluido é conhecido como “packer fluid”. Este tem a propriedade de inibir corrosão. ATENÇÃO - Solicitar com antecedência, informando peso e volume necessário, prevendo volume extra para circulação Analisar as condições de operação conforme o fluido a ser usado. • Água, solução salina, óleo do campo ou diesel ou “packer fluid” Cuidados:

1. Tanques devem estar limpos; 2. Evitar contaminação com outro fluido; 3. Medir salinidade, se solução salina; 4. Procurar manter sempre o mesmo peso; 5. Adicionar traçador para. diferenciar de água da formação; 6. Registrar rigorosamente todo volume perdido para o poço; 7. Verificar se o peso do fluido solicitado é compatível com a maior pressão estática dos

intervalos do programa. Usar diferencial de pressão - AP=Ph - PE, observando a tabela abaixo.

Tabela 6.1 – Diferencial de pressão poço-formação

F – CIRCULAÇÃO Existem dois tipos de circulação: a direta e a reversa. A seguir serão mostradas as aplicações destes dois métodos.

• Circulação direta • Durante corte com broca • Remover óleo do poço. • Trocar por fluido mais passado. • Diminuir a injeção de fluido na formação.

119

• Circulação reversa • Remoção de areia. • Trocar fluido mais leve. • Identificar fluido na coluna após teste.

6.3.6 Perfilagem — (Análise de cimentação primária)

Figura 6.8 - Perfilagem

A maior função da cimentação é recompor vedação hidráulica por trás do revestimento, entre os intervalos permeáveis, ou mesmo dentro de um mesmo intervalo, impedindo a migração de fluido. Falhas na cimentação acarretarão produção indesejada ou perda de controle sobre o reservatório, além de causar problemas quanto à segurança. Podem ainda ocorrer prejuízos de valor incalculável durante operações, até a perda do reservatório. Para verificar a existência desse isolamento algumas ferramentas são descidas no poço para se obter informação sobre o resultado da cimentação, conforme o programa, que contempla a norma da ANP e condições originais do reservatório A pesquisa é feita em todo o poço ou apenas nos trechos de interesse. Normalmente os perfis obtidos são: 6.3.7 Perfil de cimentação O princípio de funcionamento se baseia na emissão de um som e a recepção do mesmo após vibrar o revestimento. Fazendo analogia de um sino com um revestimento pode-se dizer que quando mais preso tiver o sino menor será o som emitido.

120

Caso o revestimento tenha a sua vibração atenuada, o receptor captará um som fraco. Nessa situação a cimentação primária estará boa quando os valores de amplitude são muito baixos. Amplitudes muito altas indicam ausência de cimento.

Figura 6.9 – Percurso do sinal acústico

Figura 6.10 – Apresentação do perfil

121

Os perfis normalmente usados são o CBL e VDL que registram a média de valores. O CBL detecta a aderência do cimento com o revestimento, e o VDL detecta a aderência do cimento com a formação. Existe ainda ferramenta de perfilagem ultra-sônicas USIT e CAST. A combinação da análise destes perfis em conjunto determinará a necessidade de correção de cimentação.

Figura 6.11 – Tipos de perfis acústicos

B - GAMA RAY Perfil auxiliar que será utilizado para colocar o perfil de cimentação em profundidade, correlacionando-o com perfis corridos antes de descer o revestimento. Toda formação tem uma radioatividade característica. Para identificar esta radioatividade usa-se a ferramenta de GAMA RAY (GR). Inicialmente é corrido a poço aberto e que através da correlação servirá para determinar a profundidade dos intervalos de interesse. C - CCL

É um perfil que identifica as luvas do revestimento ou qualquer equipamento existente (colar de estágio, liner, etc.). E um perfil eletromagnético que tem seu campo alterado quando ocorre modificações da espessura do revestimento. Sçrá usado como perfil auxiliar de correlação para outras operações tais como canhoneio ou assentamento de retentor de cimento

122

6.4 Canhoneio 6.4.1 Histórico

Figura 6.12 - Histórico

Nos primórdios da indústria do petróleo a produção era feita a poço aberto ou utilizando revestimento já perfurado. Por volta de 1910 eram comuns perfuradores mecânicos, fazendo um furo de cada vez, com sérias limitações. O próximo passo óbvio foi o emprego de balas de fuzil (ou semelhantes) montadas em canhões baixados nos poços da mesma forma que nos dias de hoje. Estes canhões foram usados até a década de 60, com muitas limitações, já que as balas não penetram sequer no revestimento quando a formação era composta de rocha muito densa. Estas falhas provocam em muitos casos aprisionamento dos canhões.

123

Uma revolução começou a ocorrer no canhoneio de poços por volta de 1948 quando a tecnologia de cargas ocas “shaped charges” foi adaptado dos usos militares da Ii guerra para as aplicações em poços de petróleo. Em 1949 a Schlumberger realizou seu primeiro canhoneio com cargas ocas no Kuwait.

Canhoneio com Cargas à Jato

Figura 6.13 – Canhoneio adaptado Com a proliferação do emprego “Shaped charges” os cientistas começaram a analisar a performance das cargas e a eficiência dos canhoneados. Era observado que muito embora a penetração fosse maior nem sempre as cargas ocas aumentavam a produção em relação aos canhoneios com balas de fuzil. Foi observado em laboratório que o jato criado pelas “Shaped charges” estava dividido em duas partes: a parte frontal rápida e capaz de perfurar várias camadas de aço e uma parte traseira lenta formada por uma massa de resíduos (slug). Estes resíduos acabavam por obstruir as perfurações. A solução empregada hoje é construir o revestimento das cargas de uma mistura de metais em forma de pó comprimido. Esta mistura se desintegra no momento da exploração.

124

É uma operação em que um jato fura o revestimento e a camada de cimento, pondo em contato o reservatório com o interior do poço. E a fase mais importante da completação de uma zona revestida. Este furo é obtido pelo impacto de um jato de alta velocidade resultante do esmagamento e desintegração parcial de um revestimento interno de forma cônica provocados pela combustão de uma carga. A velocidade do jato é de 30.000 pés/s (32.925 Km/h) o que acarreta uma pressão de impacto de 4.000.000 psi (28t.690 KgIcm2). Existem fatores que afetam a eficiência do canhoneio, tais como pressão diferencial durante o canhoneio, o fluido usando, a limpeza dos furos, etc.

Características:

Jatos de alta energia: V = 6.000 m/s;

P = 4.000.000 PSI;L = 16 /32 “;

Fase: 0º, 90º, 120º e 180º;Densidade: 4 / 21 HJ/FT

ÁGUA

GÁS

ÓLEO

CANHÃO

CABOELÉTRICO

JATOS

CCL

Figura 6.14 - Características

Figura 6.15 – Canhoneio com cargas

125

6.4.2 Tipos de canhoneio A - CANHONEIO CONVENCIONAL (OVERBALANCE)

• O canhão é descido a cabo. • A pressão em frente a formação é maior que a pressão estática. • O canhão é detonado através de impulsos elétricos gerados na superficie. • Densidade de tiros de até 18 jatos /pé. • Pode ser correlacionado tanto com o perfil CCL como também com GR, • Não deixa resíduo no fundo do poço • Podem usar carga com maior penetração na formação

B - T.C.P (UNDERBALANCE)

• E normalmente usado para canhonear poços surgentes. • E descido normalmente na coluna de produção ou de teste. • A pressão em frente a formação é menor que a pressão estática. • Ocorre limpeza dos furos logo após o canhoneio, • O disparo tanto pode ser feito por pressão no anular, por impacto ou corrente elétrica; • A correlação é normalmente realização com o perfil GR. • Densidade máxima de tiros de 12 jatos /pé.

C – CANHONEIO (THROUGH TUBING)

• É normalmente usado para canhonear poços surgentes; • É descido à cabo por dentro da coluna de produção; • Deixa muito resíduo dentro do poço;

(A) (B) (C)

Figura 6.16 - Tipos de canhoneio

126

6.5 Configuração de um poço completado

Figura 6.17 – Configuração de um poço completado

6.5.1 Cimentação O principal objetivo da cimentação em poços revestidos, é promover o isolamento hidráulico entre as diversas zonas permeáveis e entre poço e intervalos abandonados. Existem vários operações de cimentação em poços revestidos: a recimentação, “squeeze” tampão, o squeeze e o tampão. A pasta de cimento usada nestas operações é muito semelhante às pasta da cimentação de revestimento, ocorrendo pequenas mudanças nas quantidades dos aditivos.

Figura 6.18 – Recimentação e Squeeze tampão

127

6.6 Características das operações com cimento com poço revestido A recimentação se faz necessária quando ocorre identificar longos trechos de revestimento sem cimento, É uma operação semelhante à cimentação primária. Mas caso não se consiga circulações serão feitos furos no topo e na base desse intervalo e assentado um retentor de cimento dentro do revestimento para isolar o topo da base; em seguida é descida uma coluna com um “stinger” e encaixado no retentor, abrindo uma válvula por onde passará o cimento. O tampão é um volume determinado de pasta de cimento colocado num trecho do revestimento, não havendo, portanto necessidade de pressurizar a pasta. No squeeze um volume de pasta é comprimido contra furos para preencher espaços vazios atrás do revestimento e corrigir a cimentação defeituosa ou simplesmente efetuar a vedação de um intervalo sem interesse. Após a estabilização da pressão faz-se a remoção do excesso de pasta, por circulação ou posterior corte do cimento duro, deixando o poço livre abaixo deste intervalo para futuras operações. No squeeze tampão há pressurização de pasta, deixando-se o tampão de cimento em frente aos intervalos abertos que se deseja vedar. Tanto o tampão de cimento como o squeeze tampão substitui o tampão mecânico (BPP), estando a zona de interesse acima do mesmo. Quando não há fundo suficiente para a descida dos equipamentos de sub-superficie opta-se pelo squeeze, ou corta-se o tampão total ou parcialmente. Os mesmo cuidados do corte de cimentação primária (condicionamento), devem ser observados após remoção de cimento. Quando forem usados tubos de fibra na extremidade da coluna, esta de ficar mergulhada na pasta de cimento. Operações básicas durante operação de compressão de cimento Teste de linhas, para que haja segurança durante a operação e se tenha controle sobre a estabilização da pressão. Preparação da água de mistura, i. é, adicionar os aditivos num volume determinado de água.

Adição do cimento na água de mistura, até atingir o peso solicitado; Deslocamento de pasta. Pressurização de pasta. Circulação de pasta. Teste do revestimento

ATENÇÃO — Cortar cimento com ferro é prejudicial a todos.

128

6.7 Programa de completação Nº 1239/ 02

Poço: 7- CAM-837 – RN CAC: E1701

Data: 02/05/02 CAD: E9620

U.I: 275.457 O.T : D1231

6.7.1 Objetivo da intervenção

Completar o poço duplamente para produção de óleo nas zonas AÇU-MO2 ou AÇU- 340 (coluna

curta), e AÇU- 400 ou AÇU – 340 ou AÇU – 300 (Coluna longa); ou simples na zona AÇU – 300,

dependendo dos resultados das avaliações. Este programa atende ao DIP UN-RNCE/ATP-MO/RES n

183/2002 de 26/ 04/02, e ATA DE CRECAPD de 26/04/2002.

6.7.2 Dados para intervenção

M.R – 24,0 m BAP – 17,7 m

6.7.3 Dados de revestimento

Superfície

Diâmetro: 9 5/8 pol; 36 lb/pé; K- 55

Sapata guia: 154,9 m

Produção

Diâmetro: 7 pol.: 20 lb/pé; K-55

Inserto diferencial: 725,8 m

Sapata guia: 738,4 m

129

6.7.4 Dados de cimentação do revestimento de produção

Pasta: 15,6 lb/ gal. Topo calculado a 350 m .

6.7.5 Pressões esperadas

Zona AÇU-MO2: 47,5 Kgf/ cm² a – 519 m

Zona AÇU – 300: 46,3 Kgf/cm² a – 658 m

Zona AÇU – 340: 48,2 Kgf/cm² a – 663 m

Zona AÇU – 400: 59,9 Kgf/cm² a – 694 m

Usar água de injeção com FLUORENE como F.C

6.7.6 Vazões de óleo esperadas

Zona AÇU – MO2: 7,5 m³/d com BSW = 85%

Zona AÇU – 340 ou 400: 9,5 m³/d com BSW = 80%

Pico de vazão bruta por coluna: 35 m³/d (BM)

Existe histórico de presença de h²s na zona açu-mo2 nas proximidades deste poço.

6.8 Seqüência operacional

6.8.1 Instalar e testar cabeça de produção e

BOP (LV -118)

Tempo estimado: 2 h

130

6.8.2 Condicionar o revestimento (LV -122)

Até o fundo do poço. Substituir o fluido do poço pelo F.C. especificado. Testar revestimento com 1000

psi/ 15 min.

Tempo estimado: 10 h

6.8.3 Correr perfis CBL/VDL/GR/CCL do fundo até 470m

Correlacionar com perfil SUPERLOG da TUCKER de 20/04/02 (LV – 400). Analisar a qualidade da

cimentação nos intervalos relacionados abaixo. Corrigir, caso necessário, a cimentação nos pontos

indicados entre parênteses (LV-300).

485,0 / 503,0 m (502,0 m ) 504, 5 / 508,0 m (505,0 m )

518,0 / 526,0 m (520,5 m ) 611,0 / 613,0 m ( 611,5 m )

618,0 / 622,0 m (618,5 m ) 637,0 / 641,0 m (640,0 m )

644,0 / 660,0 m (655,5 m ) 663,0 / 668,0 m (664,5 m )

671,0 / 674,0 m (672,0 m ) 677,0 / 686,0 m (678,5 m )

692,5 / 695,0 m (695,0 m )

Tempo estimado: 2 h

Custo estimado: US$ 3.000

6.8.4 Canhonear com 4 jatos/pé

Tabela 6.2 - Cargas convencionais (LV – 404) para Avaliação, o (s) seguinte (s) intervalo (s):

Topo (m) Base (m) Zona

508,5 517, 5 AÇU-MO2

687,5 690,0 AÇU- 400

690,5 691,5 AÇU-400

Tempo estimado: 2 h

Custo estimado: US$ 4.000

131

6.8.5 Efetuar TIF’S seletivos (LV-132/LV-134)

Nos intervalos abertos das AÇU-400 E AÇU-MO2, para obter fluido e produtividade, conforme

orientação e conclusiva da ST/EP.

• Se Qóleo › 2,5 m³/d e BSW ‹ 85% em ambas as zonas, passar para o

item 3.13A.

• Caso contrário, seguir programa.

Tempo estimado: 30 h

6.8.6 Isolar com compressão de cimento (LV -300) ou BPP (LV-402)

A (s) referida (s) zona (s) de acordo com o resultado do item 3.5, e conforme convivência operacional.

Testar a operação com pressão e dry-teste. Caso resultado negativo ou duvidoso, contratar com

ST/EP.

Obs.: Caso seja necessário squeezar apenas a zona AÇU-MO2, assentar BPR a +/- 680 m para

preservar a zona AÇU-400. Efetuar colchão de areia ou calcita com 5 m altura sobre BPR.

• Se apenas uma das duas zonas for isoladas, passar para o item 3.8.

• Caso as duas zonas tenham si isoladas, seguir programa.

Tempo estimado: 30 h

Custo estimado: US$ 3.000

132

6.8.7 Canhonear com 4 jatos/pé, cargas convencionais (LV-404)

Tabela 6.3 - PRODUÇÃO / AVALIAÇÃO, o (s) seguinte (s) intervalo(s):

Tempo estimado: 2 h

Custo estimado: US$ 3. 000

Passar para o item 3.9.

6.8.8 Canhonear com 4 jatos/pé, cargas convencionais (LV – 404)

Tabela 6.4 - AVALIAÇÃO, o (s) seguintes (s) intervalo (s):

Tempo estimado: 2 h

Custo estimado: US$ 2. 000

TOPO (M) BASE (M) ZONA

641,5 643,5 AÇU-300

660,0 663,0 AÇU-340

TOPO (M) BASE (M) ZONA

660,0 663,0 AÇU-340

133

6.8.9 Efetuar TIF seletivo (LV-132/LV-134)

No intervalo aberto da zona AÇU-340, para obter fluido e produtividade, conforme orientação e

conclusividade da ST/EP.

• Se Qóleo › 2,5 m³/ d e BSW ‹ 85% e tenha ocorrido o item 3.8, passar

para o item 3.12.

• Se Qóleo › 2,5 m³/ d e BSW ‹ 85% e tenha ocorrido o item 3.7, passar

para o item 3.13c.

• Caso contrario, seguir programa.

Tempo estimado: 20 h

6.8.10 Isolar com compressão de cimento (LV-300), ou BPP (LV- 402).

Caso a zona de AÇU-400 não tenha sido preservada, o intervalo aberto da zona AÇU-340 (660,0-

63,0 m ). Testar a operação com pressão e dry-teste. Caso resultado negativo ou duvidoso, contactar

com ST/EP.

• Se ocorreu o item 3.7, passar para o item 3.13D

• Caso contrário, seguir programa.

Tempo estimado: 30 h

Custo estimado: US$ 3.000

6.8.11 Recuperar BPR (LV-122), se for o caso (zona Açu – 400

preservadas).

Tempo estimado: 10 h

134

6.8.12 Equipar o poço para produção de óleo por BM

Conforme uma das opções relacionadas abaixo (LV-122), a depender do resultado das avaliações, e

de acordo com as orientações do ATP-MO/OP-CAM. Reportar no BDO e BDCA a especificação e o

numero de série dos equipamentos descidos no poço. Efetuar teste de eficiência da(s) bomba(s),

conforme procedimento padrão.

A) Zona AÇU-MO2 ou 340 ou 300 ( coluna curta ) e zona AÇU-400 (coluna longa).

B) Zona AÇU-MO2 (coluna curta ) e zona AÇU-340 ou 300 ( coluna longa).

C) Zona 300 ( coluna curta ) e zona AÇU-340 (coluna longa).

D) Zona AÇU-300 (coluna única).

Tempo estimado: 16 h

6.8.13 Liberar a sonda para DTM

Tempo estimado: 4 h

Totalização de tempos e custos estimados

Custo de sonda: US$ 20.000

Custo dos serviços: US$ 17.000

Custo de material: US$ 20.000

Custo de apoio: US$ 3.000

Custo total: US$ 60.000

Tempo total: 160 h

135

6.9 Padrões de execução

PE-33-0365-A TESTE DE BOP

PE-33-4928-0 MANOBRA DE COLUNAS

PE-33-0384-0 TESTE DE LINHA

PE-33-4930-0 CONTROLE DE KICK’S E BLOW OUT’S ÁREA TERRESTRE

PE-33-4900-0 CANHONEIO

PE-33-0296-0 OPERAÇÃO DE CANHONEIO CONVENCIONAL EM POÇOS REVESTIDOS

PE-33-0390-0 CIRCULAÇÃO DE FLUIDOS EM POÇOS PRODUTORES DA ÁREA TERRESTRE

PE-33-4931-0 CIRCULAÇÃO /MANUSEIO DE FLUIDOS

PE-33-4927-0 INSTALAÇÃO DE EQUIPAMENTOS DE SUPERFICIE

PE-33-0386-0 TESTE DE EFICIÊNCIA

PE-33-4898-0 OPERAÇÃO DE INSTALAÇÃO DE ADAPTADORES E ÁRVORE DE NATAL

PE-33-0388-0 TRATAMENTO DAS IREGULARIDADES C/ EQUIPAMENTOS

PE-33-4920-0 DTM DE SONDAS DE PRODUÇÃO TERRESTRE

PE-33-4907-A DESCARTE DE EFLUENTES – ÁREA TERRESTRE.

136

7. AVALIAÇÃO DAS FORMAÇÕES

7.1 Objetivo

O objetivo de uma avaliação é subsidiar a atividade de reservatório com parâmetros de rocha e fluido,

ou dar a continuidade operacional da intervenção.

Esta continuidade operacional é o que ocorre no dia a dia de uma intervenção, sendo a mesma a

principal atividade realizada pelo operador de sonda.

Vale salientar que os dados de fluidos são os mais importantes na caracterização do reservatório,

visto que decidem a equipagem ou não da zona avaliada. Para uma definição do fluido da zona,

precisa-se determinar vazão, BSW, Salinidade e grau API dos fluidos recuperados.

Para se obter o fluido e caracterizar o mesmo, se faz necessário realizar o TIF (Teste de Identificação

de Fluido) que consiste em uma operação de pistoneio. Esta operação é análoga a uma operação de

retirada de água de um cacimbão de um sítio qualquer. Pois, ao retirar água do mesmo, facilitamos a

movimentação da água do manancial (reservatório) para a cacimbão (poço). Além disso, utilizam-se

equipamentos parecidos, como por exemplo, para o pistoneio, utiliza-se o cabo de aço; para a

cacimba, a corda; para o pistoneio, o fluido é recuperado pelo copo de SWAB e no esgotamento da

cacimba, a água é retirada por meio de balde. Se continuarmos comparando os dois processos,

esgotamento e pistoneio vão encontrar mais similaridades, visto que o objetivo dos dois é retirar fluido

do reservatório através do poço.

7.2 Teste de identificação de fluido (TIF)

O tipo de teste mais comum, ou seja, o mais realizado na nossa região é o Teste de Identificação de

Fluido (TIF).

Esta operação, além da identificação de fluidos, é utilizada para determinar a vazão da zona de

interesse.

O TIF serve para obter dados referentes a fluidos, tais como vazão, BSW (percentual de água e

sedimentos), salinidade (concentração de sal) e grau API (densidade). No pistoneio, o poço é

equipado provisoriamente para a obtenção dos dados de fluidos.

137

7.3 Pistoneio

Esta operação é realizada, normalmente, após a operação de canhoneio, podendo ser realizada em

intervalos já produtores para verificar alguma produção que não esteja dentro do esperado. O

pistoneio consiste na recuperação de fluido existente no poço/reservatório através da coluna de

trabalho, até que o fluido oriundo do reservatório penetre no poço e passe a ser produzido. Para a

realização desta operação é descida vara de pistoneio no poço, até um ponto abaixo do nível do fluido

encontrado. Na descida da vara de SWAB (figura 7.1), a válvula de retenção deixa passar o fluido

para cima do copo SWAB, admitindo o fluido para o interior da coluna, visto que a esfera da válvula

de retenção flutua (figura 7.2). Durante a subida da vara de pistoneio, a válvula de retenção veda, pois

a esfera se aloja na sede em razão da pressão sobre a mesma. A partir deste momento o copo passa

a fazer a vedação contra a parede do “tubing”, retendo o fluido que é arrastado até a superfície para o

tanque de pistoneio. Esta profundidade de mergulho depende da resistência do cabo, diâmetro da

coluna, densidade do fluido. Este procedimento é repetido várias vezes, até o poço começar a

produzir o fluido do reservatório, estabilizando, assim a profundidade do SWAB, a vazão, BSW,

salinidade e grau API.

Figura 7.1 (Coluna de pistoneio) Figura 7.2 (Válvula de retenção e copo de SWAB)

138

7.4 Coluna de pistoneio

A coluna de pistoneio tem o objetivo de confinar o intervalo testado através de um packer ou dois

packers conforme o TIF seja simples ou seletivo. A coluna de TIF simples é composta de cruzeta,

tubo cauda, packer e tubos até a superfície, de acordo com a figura 7.3. Entretanto, a composição

pode ser modificada em virtude do TIF ser seletivo: registrador de fundo, packer inferior, tubos

perfurados, packer superior e tubos até a superfície(figura 7.3). O registrador de fundo tem como

objetivo a verificação de vazamento ocorrido durante o pistoneio. Os packers inferior e superior

servem para empacotar o intervalo a ser pistoneado. Os tubos perfurados têm o objetivo de

comunicar o intervalo empacotado com o interior da coluna. A coluna de tubos serve para conduzir os

fluidos até a superfície.

Figura 7.3 (Colunas de TIF)

139

7.5 Equipamentos de pistoneio Para realização da operação de pistoneio, necessitamos de equipamentos para trazer o fluido até a

superfície e proporcionar a vedação do cabo de pistoneio. Tais equipamentos são: vara de pistoneio,

cabo de pistoneio e oil save (Figura 7.4).

Figura 7.4 (Esquema de um pistoneio)

7.5.1 Vara de pistoneio

Tem a função de elevar os fluidos dos poços não surgentes até a superfície. O equipamento de

pistoneio, conhecido como vara de Swab, consta de um tubo com saídas laterais, e possui, abaixo

das mesmas uma válvula de esfera(Figura-2) que só dá passagem de fluido de baixo para cima,

mantendo-se fechada no movimento ascendente do pistão. No corpo do pistão colocam-se um ou

dois copos de borracha.

140

O copo de SWAB consiste numa gaiola de fios de aço, em parte recobertas por borracha especial,

capaz de resistir à grande fricção que vai haver entre a coluna de trabalho e o pistão. Os copos se

adptam perfeitamente, fazendo a vedação contra as paredes da tubulação, pois existem copos de

acordo com os diâmetros das colunas de trabalho, isto é, o copo é especificado para o mesmo

diâmetro da coluna. Para coluna de 27/8pol usa-se copo com esta dimensão. Já para a coluna de

23/8pol, utiliza-se copo de 23/8pol.

Ainda fazendo parte da vara de pistoneio, tem-se a sinker-bar que serve para acrescentar peso ao

equipamento, evitando assim que o mesmo sofra efeitos da flutuação (figura 7.5.).

7.5.2 Cabo de pistoneio

O cabo de pistoneio (figura 7.5) tem como objetivo deslocar a vara de pistoneio com fluido até a

superfície. A medição da profundidade é feita através de equipamentos especiais ou com a colocação

de bigodes como marca. Para que se tenha a certeza de que o nível de fluido seja encontrado,

devemos observar a flambagem do cabo. Outro fator importante é a verificação do estado do cabo de

pistoneio para que se evite o rompimento dos mesmos com a respectiva queda dentro da coluna.

Figura 7.5 (Foto da vara de pistoneio)

141

7.5.3 Oil Save

Consiste em um mecanismo hidráulico em que o óleo bombeado empurra um cilindro que comprime

uma borracha que se expande lateralmente e promove a vedação com o cabo de pistoneio. Ver

figuras 7.4, 7.6 e 7.7.

Figura 7.6 (Borracha para vedação no cabo). Figura 7.7 (Tomada de pressão do oil save).

7.6 Cuidados operacionais em operação de pistoneio

Se durante o pistoneio o poço produzir areia, passar a pistonear numa menor profundidade.

Substituir o copo sempre que necessário, observando o desgaste da borracha. Verificar o anular sempre que possível. Controlar o volume que o poço absorveu, antes do pistoneio. Verificar a necessidade de aumentar o peso sobre o packer sempre que ocorrer queda

do nível do anular.

142

7.7 Caracterização dos fluidos

Dentro da operação de avaliação, as medições devem ter um acompanhamento rigoroso, visto que

os seus resultados definem a zona onde o poço será equipado. Por isso é recomendado todo o

cuidado possível durante esta operação.

Os fluidos oriundos do pistoneio são recebidos pelos tanques de aferição (figura 7.8) e depois

medidos e caracterizados através de equipamentos próprios para tal operação. A primeira etapa da

medição do fluido é a determinação da vazão e a segunda é a obtenção do BSW. Só depois

caracterizamos o óleo através do grau API e a água pela salinidade.

Figura 7.8 (Tanque de pistoneio com 2 tanques de aferição acima)

7.7.1 Medição da vazão

Cálculo da Vazão total do pistoneio:

A vazão é uma relação entre volume e tempo, pois os fluidos são recebidos nos tanques de aferição

(figura 7.8 e 7.9). Ela é um parâmetro que indica a quantidade de petróleo que uma zona produzirá

em um intervalo de tempo. Com a vazão pode-se decidir se um intervalo será equipado ou não.

Durante o pistoneio, o volume parcial é medido em BBL e o intervalo de tempo para obter este parcial

é em minutos. Porém, vazão é medida em metros cúbicos por dia. Daí faz-se necessário fazer a

conversão de unidades.

143

A vazão é calculada, Somando-se os volumes parciais (BBL) estabilizados (normalmente os quatro

últimos ou número par de parciais), dividindo-se pela quantidade de parciais somados, e só depois

que esse parcial médio é dividido pelo tempo médio de cada parcial. Para transformar BBL/MIN da

divisão anterior, multiplica-se por 229, obtendo-se assim a vazão em M3/dia.

As condições de estabilização supram mencionadas são: profundidade final do SWAB definitiva,

parciais com resultados semelhantes em intervalos de tempos iguais. Ver exemplo a seguir.

Figura 7.9 (Tanque de aferição recebendo líquido)

EXEMPLO 1:

Calcular a vazão em M3/Dia com base na tabela abaixo:

Tabela 7.1 – Medição de vazão

HORÁRIO SWAB PARCIAIS ACUMULADO

17:40 620m 0,40BBL 0,40BBL

18:00 620m 0,50BBL 0,90BBL

18:20 620m 0,40BBL 1,30BBL

18:40 620m 0,52BBL 1,82BBL

19:00 620m 0,41BBL 2,23BBL

19:20 620m 0,53BBL 2,76BBL

19:40 620m 0,42BBL 3,18BBL

144

Soma dos parciais= 0,52+0,41+0,53+0,42=1,88BBL

Parcial médio=1,88/4=0,47 BBL

O tempo médio estabilizado é 20 min.

Cálculo da Vazão = VAZÃO = (0,47/20)X229=5,38M3/DIA

7.7.2 Determinação do BSW (basic sediments and watter)

Cálculo do BSW (Basic Sediments e Watter).

O BSW significa o percentual de água e sedimentos no óleo. Para obter-se a medição do BSW total,

deve-se realizar a medição do BSW livre e em seguida o BSW na centrífuga.

O BSW livre é obtido do seguinte modo:

O BSW livre é obtido pela segregação gravitacional, após o recebimento da pistoneada no tanque de

aferição (figura 7.9). Depois de certo tempo, o óleo por ter menor densidade do que a água sobe e a

água desce. Em seguida, o nível de fluido do tanque é medido (figura 7.10) e a válvula do tanque é

aberta, drenando a água (figura 7.11). Quando o óleo aparece na válvula, a mesma é fechada e a

altura do óleo é medida. A medição ocorre do seguinte modo:

Medir a altura do fluido no tanque de aferição, antes de drenar Ht(figura-10). Drenar o tanque, deixando somente o óleo e medir a Ho(Figura- 11) O BSW livre é calculado pela seguinte fórmula: BSW=100X(Ht-Ho)/Ht.

Figura 7.10 (Medição do nível de fluido) Figura 7.11 (Drenagem do tanque de aferição)

145

EXEMPLO 2:

Altura inicial do Tanque Ht= 70cm Altura após a drenagem Ho=40cm Percentual de óleo= (40/70)X100= 57% Percentaul de água ou BSW livre=100-57=43%

Figura 7.12 (Esquema de drenagem)

O BSW na centrífuga é obtido do seguinte modo:

Durante uma operação de identificação de fluido, o tempo para medir o BSW não é suficiente para

separar totalmente a água do óleo, necessitando assim, quebrar a emulsão do óleo com a água, pois,

apesar da separação por gravidade, ainda existe água presa ao óleo em razão da viscosidade do

mesmo.

Para que se consiga uma separação eficiente, usa-se o artifício de reduzir a viscosidade do óleo,

afinando o mesmo, por meio da adição de aguarrás. Ademais, as provetas (Figura 7.13) são

colocadas em uma centrifuga (Figura 7.14) para agilizar a separação com o aumento da aceleração

gravitacional que puxa os fluidos para o fundo da proveta.

146

Para se obter o BSW na centrífuga segue-se à orientação abaixo:

Colocar em cada proveta 5ml de aguarrás e depois colocar mais 5ml de óleo produzido nas mesmas.

Figura 7.13 (Foto da proveta de 10ml)

Deixar girando por uns 10 min na centrífuga (figura 7.14). A leitura total corresponde à soma das leituras das duas provetas (figura 7.15). Caso exista uma zona de transição entre a água e o óleo, considerar a metade da zona de

transição de cada proveta.

Figura 7.14 (Foto da centrífuga) Figura 7.15 (Provetas após a centrifugação)

147

BSW total

Não se faz a soma direta dos BSW livre e do BSW obtido pela centrífuga, pois o BSW centrífugado é

aplicado em cima do percentual de óleo e só depois somado ao BSW livre. Portanto, o BSW total

indica a parcela de água contida em cada pistoneada.

Devem-se seguir os seguintes passos para calcular o BSW total:

Calcular o percentual de óleo. Multiplicar o BSW da centrífuga pelo percentual de óleo e dividir por 100. Somar o BSW livre com o resultado do item anterior.

EXEMPLO 3:

O Percentual de óleo = 57% Supondo que o BSW da centrífuga seja igual = 20% Cálculo do percentual de água no óleo drenado = 20x57/100= 11,4% Cálculo do BSW total = 43% + 11,4 = 54,4%

7.7.3 Determinação do grau API (América Petroleum Institute)

Grau API

O grau API indica a densidade do fluido, porém quanto maior a densidade menor é o grau API e vice-

versa. A temperatura tem influência neste tipo de medição, ou seja, quanto maior a temperatura maior

será o grau API. Entretanto, quando se fala nesta medida, refere-se a temperatura de 60 ºF. Vale

salientar, que o ºAPI do óleo deve ser determinado a partir da densidade da fase oleosa, após a

drenagem da água livre para a determinação do BSW por gravidade. Esta drenagem é importante,

pois a água influencia na medição do grau API, levando o seu valor para baixo, visto que o grau API

da água é 10.

Através de um termodensímetro (figura 7.16), obtém-se o valor do ºAPI do óleo a uma dada

temperatura, lida no termômetro do mesmo. A figura 7.17 mostra a medição do ºAPI do óleo. A

correção do grau API para a temperatura padrão é realizada pelos valores contidos na tabela-1, onde

se obtém a constante “A” através do grau API lido com o aparelho.

148

Figura 7.16 (Termodensímetros) Figura 7.17

EXEMPLO 4:

O modo de calcular o grau API é aplicando a fórmula: ºAPI (STD) = A x (60-Tlida) + ºAPI lido. A

constante “A” se obtém pela tabela (tabela 7.2).

Tabela 7.2 (Correção do grau API)

API LIDO A

ENTRE 10 E 15 0,05

ENTRE 16 E 19 0,055

ENTRE 20 E 25 0,058

ENTRE 26 E 29 0,063

ENTRE 30 E 34 0,0666

ENTRE 35 E 39 0,0720

ENTRE 40 E 45 0,079

ENTRE 46 E 49 0,086

149

Se o ºAPI lido for 36 e a temperatura for 85 ºF, aplicando a fórmula, tem-se que:

API (STD) = 0,0720 X (60-85) +36, donde ºAPI (STD) = 34,2 (60ºF). Veja a figura 7.18.

Figura 7.18 – Aplicação de fórmula

7.7.4 Medição da salinidade

Salinidade

A definição de um fluido à base água considera principalmente a natureza da água e dos aditivos

químicos empregados no preparo do fluido. A proporção entre os componentes básicos e as

interações entre eles provoca sensíveis modificações nas propriedades físicas e químicas do fluido.

Conseqüentemente, a composição é o principal fator a considerar no controle das suas propriedades.

A água é a fase contínua e o principal componente de qualquer fluido à base de água, podendo ser

doce, dura ou salgada. A água doce, por definição, apresenta salinidade inferior à 1000ppm de NaCl.

Do ponto de vista industrial para aplicação em fluidos de completação, a nossa água produzida na

zona Açu não necessita de pré-tratamento químico porque praticamente não afeta o desempenho dos

aditivos empregados no preparo do fluido. A principal função da água é prover o meio de dispersão

para os materiais coloidais.

Determinação da salinidade da água

A determinação da salinidade usando o resistivímetro analógico da Baroid (figura 7.19) consiste em

passar uma corrente elétrica através de um fluido armazenado em uma célula.

150

Observa-se que quanto maior a concentração de sal do fluido, maior é a corrente elétrica e

conseqüentemente menor é a resistência elétrica do meio aquoso. No próprio equipamento é medida

a temperatura em º F.

Figura 7.19 (Medição da resistividade do fluido com resistivímetro)

Para determinar a salinidade no resistívimetro, entra-se no ábaco de conversão da resistividade em

salinidade, ver ÁBACO (figura 7.20) que possui três escalas distintas:

A ESCALA DA ESQUERDA corresponde ao valor da temperatura que é lida no termômetro da proveta do RESISTIVÍMETRO (ºC e ou ºF).

A ESCALA CENTRAL corresponde ao valor da salinidade a ser determinada em função da resistividade e temperatura, expressa em Kppm de NaCl.

A ESCALA DA DIREITA corresponde ao valor da resistividade lida no RESISTIVÍMETRO expressa em ohm/m.

151

Figura 7.20 (Modo de entrar no ÁBACO para determinação de salinidade)

Com o auxílio de uma régua, fazer coincidir os valores de temperatura (ºF) e resistividade (ohm/m)

medidos nas escalas da direita e esquerda da tabela, respectivamente. No ponto de interseção com a

escala central, anotar o valor em Kppm. Este valor multiplicado por 1000 será o resultado da

determinação da salinidade expressa em ppm de NaCl. Ver figura 7.20.

EXEMPLO 5:

Foi realizada uma leitura no resistivímetro analógico de 1,0 Ohm/m e no termômetro da célula uma

temperatura de 85 ºF.

Solução:

Com o auxílio de uma régua, faz-se coincidir os valores de temperatura 85ºF e a resistividade

de 1,0 (ohm/m) medidos nas escalas da direita e esquerda da tabela 7.3, respectivamente. No ponto

de interseção com a escala central, anotar o valor de 5Kppm. Este valor multiplicado por 1000 será

5000 que será a salinidade expressa em ppm de NaCl.

152

Tabela 7.3 (ÁBACO para obtenção da salinidade)

153

Tabela comparativa de salinidade

Para verificar se a salinidade obtida pelo equipamento de medição está dentro da ordem de grandeza,

retiramos a massa especifica (“peso do fluido”) através da balança densimétrica (figura 7.21) e entra-

se na tabela 7.4 abaixo, obtendo, assim, a salinidade do fluido correspondente em ppm. Por exemplo,

um fluido com peso 8.4lb/gal tem salinidade de 12.000 ppm. Vale ressaltar que o valor da tabela serve

para comparação de medida e não como valor de medição.

Figura 7.21 (Balança densimétrica)

Tabela 7.4 (Valores aproximados)

PESO ESPECÍFICO SALINIDADE PESO ESPECÍFICO SALINIDADE

LB/GAL PPM-NACL LB/GAL PPM-NACL

8,4 10.000 9,3 155.000

8,5 27.000 9,4 168.000

8,6 41.000 9,5 181.000

8,7 60.000 9,6 200.000

8,8 75.000 9,7 212.000

8,9 90.000 9,8 230.000

9,0 105.000 9,9 242.000

9,1 118.000 10,00 255.000

9,2 138.000

154

8. OPERAÇÕES DE ESTIMULAÇÕES

8.1 Histórico O fraturamento hidráulico foi introduzido na indústria do petróleo em 1947 nos EUA e a partir de 1954

na URSS. Hoje é uma técnica bastante empregada no mundo inteiro devido a sua eficácia, tornando

possível produzir comercialmente muitos reservatórios que seriam anti-econômicos se não fossem

estimulados.

Os primeiros trabalhos eram executados com pequenos volumes de fluidos( menos de 1000 galões),

baixas concentrações de areia, (0,5 a 1,0 lb/gal) e baixas vazões de bombeio ( 2 a 4 barril/min ). Com

a evolução dos equipamentos e a introdução dos fluidos de alta viscosidade, à base de goma guar e

de outros polímeros, hoje é comum tratamentos com vazões de 10 a 50 bpm e concentração de areia

de até 15 lb/gal.

8.2 Definição Fraturamento hidráulico é uma técnica de estimulação efetiva para se aumentar a produtividade dos

poços produtores de óleo ou gás ou para se melhorar a injetividade dos poços injetores de água ou

gás nos sistemas de recuperação secundária.

O fraturamento hidráulico consiste na injeção de fluido com pressão superior a pressão de resistência

da rocha, provocando a quebra da mesma (fratura).

Figura 8.1 - Gráfico da pressão durante a operação

155

Figura 8.2 Operação de Fraturamento

O fraturamento não altera a permeabilidade natural da rocha reservatório, aumentando a

produtividade dos poços pelas seguintes razões:

Modifica o modelo de fluxo do reservatório para o poço. O fluxo passa a ser linear dentro da

fratura e pseudo-radial próximo à mesma expondo uma área maior do reservatório ao fluxo e

permitindo ao fluido percorrer caminhos de muito menor resistência.

As figuras abaixo mostram o comportamento do regime de fluxo dentro da fratura

• Poço não fraturado - Fluxo radial

Figura 8.3 Fluxo radial

• Poço fraturado em formação da baixa permeabilidade

156

Aplicação: Aumento da produtividade do poço

o Fluxo linear ao redor da fratura

o Pseudo radial dentro da fratura

Figura 8.4 Poço fraturado em formação da baixa permeabilidade

• Poço fraturado em formação de alta permeabilidade

o Aplicação: Remoção de dano próxima ao poço

Fluxo: Linear

Figura 8.5 Poço fraturado em formação de alta permeabilidade

Ultrapassa a zona com permeabilidade restringida próxima ao poço quando existe dano na

formação.

A fratura pode atingir uma área do reservatório mais distante do poço com melhores

condições de permo-porosidade.

157

Em reservatórios lenticulares (seções produtoras de pequena espessura intercaladas por

folhelhos) poderá atingir zonas não previamente conectadas ao poço, colocando-as em

produção.

Em reservatórios naturalmente fraturados poderá interconectar fissuras naturais em

quantidade suficiente para aumentar a produção.

8.3 Dados necessários para um projeto de Fraturamento Dados necessários: Para a elaboração de um projeto de fraturamento hidráulico são necessários os

seguintes dados:

Aspectos geológicos.

Permeabilidade efetiva.

Porosidade.

Altura da fratura.

Orientação da fratura.

Pressão estática do reservatório.

Temperatura estática do reservatório.

Propriedades mecânicas da rocha.

• Modulo de Young

• Razão de poisson

• Gradiente de fratura

• Coeficiente de rigidez ( Toughness )

Propriedades térmicas da rocha.

Propriedades dos fluidos do reservatório.

Compressibilidade total.

Raio de drenagem.

Logística de segurança.

Configuração mecânica do poço:

Canhoneados.

Fluido de fraturamento (conhecido também como Gel)

158

• Gel base água

• Gel base óleo

Agente de sustentação.

• Areia

• Bauxita

Vazões e pressões;

Volumes de tratamento;

Experiência na área.

8.4 Critérios para escolha do poço para Fraturamento Informações importantes para se decidir a favor ou contra o fraturamento

4.1 Volume de hidrocarboneto existente.

4.2 Pressão suficiente para o óleo fluir da formação para a fratura .

4.3 Permeabilidade do reservatório compatível.

• Permeabilidade alta: pequeno aumento do índice de produtividade do poço;

• Permeabilidade muito baixa exige grandes volumes de tratamento.

Obs: Recomenda-se o fraturamento hidráulico como estimulação para formações com baixa

permeabilidade, situada entre:

Óleo: 1 mD < k < 10 mD

Gás: 0,001 mD < k < 1 mD

8.5 Tipos de Fraturamento 8.5.1 Quanto à tubulação

• Através do revestimento;

• Através da coluna com obturador (packer);

• Através da coluna sem obturador (packer).

159

8.5.2 Quanto aos intervalos a serem fraturados

• Intervalo com espessura pequena à média: preocupação quanto à eficácia das barreiras;

• Intervalo de grande: Operação em etapas.

8.5.3 Quanto ao objetivo

• Microfraturamento: Operação a poço aberto ou revestido, com um volume mínimo de

fluido, baixas vazões (3 a 25 bpm) e constituída de dois ou mais ciclos que são aberturas

e fechamentos da micro fratura.

Função: Obter valor da tensão horizontal mínima da zona de interesse e formações adjacentes pela

análise do decaimento de pressão, depois de cessada a injeção de fluidos, que é um parâmetro de

grande importância na criação e propagação da fratura.

Minifraturamento: Tem por objetivos obter parâmetros “in situ” referentes à fratura, tais como:

• Eficiência volumétrica

• Pressão de fechamento

• Pressão de quebra

• Pressão de propagação

• Tempo de fechamento

• Altura da fratura

Obs: É um fraturamento feito com o mesmo fluido(sem o agente de sustentação), vazão e pressão a

serem usados no tratamento principal.

• Fraturamento para ultrapassar dano de formação: Alguns danos de formação são de difícil

remoção, principalmente quando a causa não é conhecida. Pode-se usar um fraturamento

hidráulico de pequeno volume para ultrapassar o dano.

• Fraturamento como estimulação: É a principal aplicação do fraturamento hidráulico, estimular

poços de óleo, de gás e a captação de poços de água ou a injetividade de poços injetores.

160

8.6 Geometria de fratura 8.6.1 Tipos de fratura: horizontais e verticais

Nas fraturas horizontais os parâmetros geométricos são: Largura e Raio. As fraturas horizontais

são muito difíceis de ocorrer, com exceção daquelas induzidas a pequenas profundidades ( < 600 m)

Nas fraturas Verticais as dimensões são: Largura, Comprimento e Altura. Estes tipos de fraturas

ocorrem em poços mais profundos.

Os modelos de geometria de fratura mais largamente usados na indústria do petróleo

permitem calcular a largura e o comprimento da fratura com base na altura assumida.

8.7 Direção da fratura A fratura ocorre no plano perpendicular ao plano de menor tensão

Poços rasos: Fratura horizontal

Poços profundos: fratura vertical

Figura 8.6 – Mínima tensão principal

161

8.8 Modelos de cálculos para geometria de fratura

Modelo PKN ( Perkins e Kern / Nordgren )

Modelo KGD ( Khristianovitch, Geerstma e De Klerk )

Modelo Radial

8.9 Características dos modelos

8.9.1 Modelo PKN

Fratura com forma elíptica nas seções transversais perpendiculares aos eixos principais.

Não há escorregamento de barreiras

Produz fraturas estreitas e longas

Mais aplicáveis em poços profundos

Pressão de propagação crescente durante o tratamento

8.9.2 Modelo KGD

Fratura com forma elíptica na seção longitudinal e retangular na seção transversal

Há escorregamento de barreiras

Produz fraturas curtas e largas

Mais aplicável em poços rasos

Pressão de propagação da fratura decrescente com o tratamento

Figura 8.7 Modelo KGD

162

8.10 Etapas de um fraturamento

8.10.1 Teste de linhas

Tem por finalidade verificar a vedação das linhas e equipamentos de superfície.

8.10.2 Teste de injetividade

Finalidades:

• Testar a vedação da coluna de operação ( comunicação coluna / anular) e equipamentos

de sub-superfície ( packer, BPP, BPR, etc. )

• Verificar a aceitação do fluido pela formação

• Dá idéia das vazões e pressões que serão desenvolvidas durante a operação de

fraturamento

• Dá idéia da pressão de quebra da formação a ser fraturada( pressão de fratura)

8.10.3 Pré- colchão

Finalidades:

• Abrir e resfriar a fratura

• Formar uma camada filtrante sobre a rocha reservatório criando condições para reduzir a

perda de fluidos do colchão e do fluido carreador.

8.10.4 Colchão

Finalidades:

• Extender a fratura criada

• Auxilia na redução da perda de filtrado pelo fluido carreador

163

8.10.5 Carreador

Finalidade:

• Transportar o agente de sustentação para o interior da fratura

8.10.6 Deslocamento

Finalidade:

• Deslocar o fluido carreador do interior da coluna.

8.11 Fluido de estimulação

8.11.1 Propriedades desejadas para um fluido de estimulação

O fluido de fraturamento ideal deve apresentar propriedades contraditórias.

• O fluido deve formar reboco nas faces da fratura para diminuir a perda de fluido;

• Minimizar o dano ( redução na permeabilidade) no pacote de agente de sustentação

(AS) nas faces da fratura;

• A viscosidade deve ser baixa na coluna para reduzir a perda de carga A viscosidade

deve ser alta durante a propagação e fechamento da fratura para evitar a decantação

do agente de sustentação.

• A viscosidade deve ser baixa imediatamente após a fechamento da fratura para

facilitar a limpeza ( clean up )

164

8.11.2 Características do fluido para cada etapa do fraturamanto

• Teste de linhas: o fluido deve apresentar baixa perda de carga e baixa viscosidade (

ser penetrante ) afim de minimizar a pressão de quebra da formação.

• Fluido recomendado: Fluido base ( Água com 2 % de KCl )

• Pré- colchão: o fluido deve apresentar baixa perda de carga e média viscosidade,

pois suas funções são iniciar a propagação da fratura e resfriar a formação.

• Fluido recomendado: gel não reticulado

• Colchão: O fluido deve apresentar alta viscosidade e baixa perda de filtrado

( não penetrante ), pois sua função é propagar a fratura e desenvolver largura

suficiente para a passagem do agente de sustentação.

• Fluido recomendado: gel reticulado.

As figuras abaixo ilustram o fluido de fraturamento gelificado

Figura 8.8 – Fluido de Fraturamento gelificado

165

• Fluido carreador: O fluido deve apresentar alta viscosidade e baixa perda de filtrado (

não penetrante ), pois sua função é transportar o agente de sustentação desde do

unidade misturadora ( blender) até a fratura e manter o AS em suspensão dentro da

fratura até o fechamento da mesma .

• Fluido recomendado: gel reticulado.

• Deslocamento: O fluido deve apresentar baixa perda de carga afim de minimizar a

pressão de bombeio nesta fase crítica em que a coluna encontra-se preenchida com o

AS em suas concentrações mais altas.

• Fluido recomendado: fluido base ( água c/ 2% de KCl )

8.12 Fluido de Fraturamento Tipos:

• Base Água

• Base Óleo

• Espumas

• Emulsões

Fluidos base água: São os mais usados.

Vantagens:

• Baixo custo

• Fácil manuseio

• Alta performance

Desvantagens:

• Dano em formações sensíveis à água

• Deixa Resíduos

Fluido base Óleo-Primeiros fluidos usados:

Vantagens:

• Não provoca dano em presença de formações sensíveis a água, que seja por inchamento

ou formação de emulsões viscosas.

166

Desvantagens:

• Risco de incêndio;

• Risco de poluição ao meio ambiente;

• Alto custo;

• Dificuldade no manuseio;

• Inferioridade reológica.

8.12.1 Composição química – Gel base água

• Água industria;

• Espessante ( obtenção do gel );

• Inibidor de argila;

• Ativador;

• Quebrado;

• Surfactante;

• Biocida;

• Reticulador;

• Estabilizador de argila;

• Controlador de filtrado.

8.12.2 Composição química – Gel base óleo

Composição

• Óleo díesel;

• Ativador ( Aluminato de sódio: 1 a 3 gal/Mgal;

• Gelificante ( éster fosfato de alumínio): 8 a 10 gal/Mgal;

• Quebrador ( acetato de amônio ): definido em teste de laboratório.

167

8.13 Aditivos químicos

8.13.1 Gelificantes ou Espessantes

São polímeros que propiciam aos fluidos, elevada viscosidade e poder de transporte de

sólidos. Os polímeros mais usados são:

• Goma Guar - Polímero natural obtido da moagem do feijão guar. Possui propriedades de

reticulação e redução de perda de carga durante o bombeio, deixando entretanto, uma certa

quantidade de resíduos após a quebra.

• Hidroxipropil Guar - ( HPG) - Polímero mais utilizado atualmente, tendo como vantagens

menor percentual de resíduo, maior tempo de estocagem, maior compatibilidade com álcool e

maior estabilidade térmica.

• Goma Xantana - Biopolímero produzido pelo metabolismo de um microorganismo.

Vantagem: Possui excelente propriedades reológicas

Desvantagens: Alto custo e difícil de quebrar

• Hidroxietilcelulose ( HEC) - Polímero derivado da celulose, de difícil reticulação e com teor de

resíduo baixo.

8.13.2 Reticuladores

Promovem a formação de ligações cruzadas entre as moléculas dos espessantes, elevando

exponencialmente a viscosidade do fluido. A seleção do reticulador adequado é função:

• Do polímero utilizado

• Temperatura

• pH

Os produtos mais utilizados são: Ácido Bórico ou Bórax, Íons metálicos de Titânio e Zircônio ou sais

básicos de Alumínio.

8.13.3 Quebradores

Utilizados com a finalidade de promover uma redução da viscosidade dos geis reticulados,

facilitando sua recuperação. Os produtos mais utilizados são: Persulfato de amônia e enzimas.

168

8.13.4 Preventores de emulsão

Surfactantes tensoativos que reduzem as tensões superficiais e/ou interfaciais, promovendo a

redução da pressão capilar e a quebra da emulsão.

8.13.5 Controladores de filtrado

Reduz as taxas de filtração aumentadas à eficiência do fluido através do bloqueio dos poros da rocha

pela formação do reboco. Produtos utilizados, pó de sílica, talco, resinas, sal, etc.

8.13.6 Ativadores

Encarregado de iniciar e controlar a reticulação, normalmente através do controle do pH do meio. Os

mais usados são: Soda cáustica e ácida acético.

Comparação entre ativadores

Tabela 8.1 – Ativadores

BORATO COMPLEXO DE TI E ZR

Rápida reticulação Reticulação controlada

Ligação iônica Ligação covalente

Sensível ao cisalhamento Estável ao cisalhamente

Reticulação reversível Reticulação permanente

Temperatura máxima 225º F Temperatura máxima 325º F

Elevada perda de carga Perda de carga reduzida

8.13.7 Estabilizadores de argila

Responsáveis pelo controle da migração e inchamento das argilas. Utiliza-se uma solução

salina com 1 a 4% de KCl ou NH4Cl

8.13.8 Bactericidas

Adicionados ao fluido base com a finalidade de prevenir a degradação bacteriológica do

polímero e por último, a contaminação da formação. Os produtos utilizados atualmente são a base de

glutaraldeído ou Triazinas.

169

8.13.9 Antiespumantes

Minimizam o desenvolvimento de espumas evitando a cavitação das bombas.

8.13.10 Preventores de bloqueio de água

O álcool ( etanol) atua como tensoativo, reduzindo a pressão capilar e a saturação residual de

líquido, removendo bloqueio por água devido sua solubilidade e baixa adsorção na rocha.

8.14 Agente de sustentação

8.14.1 Introdução

A finalidade do agente de sustentação (AS) é manter a fratura induzida permanentemente sustentada a fim de se criar um canal de fluxo de alta condutividade, permitindo que o poço atinja níveis de produção desejada. Obs: Para que um material seja classificado como um bom agente de sustentação é necessário ter:

• Elevada permeabilidade quando submetido à altas pressões de confinamento

• Tamanho e densidade que permitam o transporte até a fratura.

• Não se degradar com o tempo

• Ter baixo custo

O agente de sustentação ou propante de maior uso na indústria de petróleo é a areia, sendo de fácil

disponibilidade e baixo custo. Com a perfuração de poços cada vez mais profundos, foi necessário o

desenvolvimento de produtos mais resistentes, como a bauxita e cerâmica sinterizada, areia resinada,

esferas de vidro, etc, capazes de suportar as altas pressões de confinamento e condições mais

rigorosas de trabalho.

8.14.2 Propriedades Físicas

• Distribuição granulometria. As granulometrias mais usadas em fraturamentos são: 12 x 8 ; 8

x16 ; 10 x 20 e 20 x 40 mesh. Quanto mais homogênea a distribuição maior a permeabilidade

do pacote.

• Tamanho: Maior diâmetro corresponde a maior permeabilidade, mas por outro lado, maior

dificuldade de transporte até o interior da fratura.

• A condutividade depende das características do AS, de sua granulometria e concentração.

170

8.15 Seleção do agente de sustentação 8.15.1 Método da condutividade da fratura adimensional

A condutividade de uma fratura pode ser expressa de uma forma adimensional por:

Fcd= Kf x W / K x Xf (método gráfico)

8.15.2 Método baseado no aumento da condutividade esperado

Determina-se a condutividade da fratura conhecendo o aumento de IP previsto e a penetração

requerida no reservatório

Estágios para colocação do agente de sustentação:

O agente de sustentação é bombeado para dentro da fratura em concentrações

crescentes como mostrado na tabela 8.2.

Tabela 8.2 – Aumento da condutividade

ESTÁGIO CONCENTRAÇÃO

1 1 lb/gal

2 3 lb/gal

3 5 lb/gal

4 7 lb/gal

171

As figuras abaixo mostram uma seqüência para o bombeio do agente de sustentação em escala

crescente, conforme recomendação do programa.

Figura 8.8 – Seqüência para bombeio do agente de sustentação em escala crescente

172

8.16 Acidificação das formações

8.16.1 Introdução

A primeira tentativa de utilização de ácido para remoção de dano ao reservatório e com isto aumentar

a produção do petróleo data de 1895, quando a Ohio Oil Company acidificou poços de óleo e gás com

significantes aumentos na produção, porém com severa corrosão do revestimento, o que tornou o

processo impopular.

Um ano depois, foi emitida uma patente pela Standard Oil Company, que descrevia o uso do ácido

clorídrico ( HCl ) em poços com formações ricas em calcários, mas este documento não faz nenhuma

referencia ao problema da corrosão.

Somente em 1928 o ácido foi novamente utilizado, quando o problema de descarte de salmoura, bem

como a produção da mesma ganhou importância. Novamente o problema da corrosão inviabilizou a

utilização do ácido. Neste mesmo ano a empresa Dow Chemical Co iniciou um projeto para

desenvolver o primeiro inibidor de corrosão para ácidos.

Em 1931 foi finalmente, descoberto que o ácido Arsênico agia como um inibidor de corrosão. Em

seguida, sais de Cobre foram usados junto com o Arsênio para evitar formação de precipitado de

arsenato de cálcio e logo foi observado que os inibidores orgânicos eram muito superiores.

Logo após a descoberta do Arsênio como inibidor de corrosão, este foi utilizado em campo pela Dow

e pela Pure Oil Company para tratar com sucesso o poço Fox nº 6 de Greendale Pool, Michigan, em

Fevereiro de 1932. Quinhentos galões da ácido clorídrico foram injetados no poço, que inicialmente

não produziu, mas em seguido produziu com uma vazão de 16 barris por dia. Assim a acidificação

renasceu e a Dow formou o Dow Well Services Group que logo passou a ser chamado de Dowell.

Três anos depois, a pequena companhia de petróleo, Halliburton Oil Well Cementing Co, de Duncan,

Oklahoma, começou a comercializar o serviço de acidificação.

Em 1935 os Drs Gibi e Stoesser da Dowel escreveram: “A acidificação comercial de poços de óleo e

gás, embora inexistente há quatro anos, agora é praticada em todo país”. A Dowell Incorporated tratou

aproximadamente 6.000 poços de óleo e gás obtendo um ganho médio de produção de 412%.

Somente no Michigan central, um sexto da produção de óleo total é resultante de tratamentos ácidos,

indicando um ganho líquido de U$ 5.000.000,00 para as companhias de óleo.

Quando isto foi publicado em World Petroleum, o preço do óleo era de U$ 1,00 por barril e a

acidificação era dirigida para formações composta de calcário.

Desde então, a tecnologia de acidificação se expandiu, levada pelas descobertas de hidrocarbonetos

em vários tipos de formações, todas com problemas específicos.

A acidificação de arenitos com ácido fluorídrico (HF) foi praticada no Texas em 1933, seguida da

patente pela Standard Oil Company, porém, os testes de campo não foram bons por causa do

tamponamento da formação.

173

O uso comercial do HF em arenitos ocorreu na costa do Golfo do México em 1940, quando a Dowell

introduziu o “mud acid”, que é uma mistura de HCl e HF. A Dowell descobriu que o HCl ajudava a

manter o pH baixo, além de diminuir a formação de precipitados danificantes.

Seguindo este evento, a aplicação de acidificação em arenitos expandiu-se rapidamente e com ela,

vários problemas químicos e mecânicos foram encontrados. Numerosos sistemas de aditivos foram

desenvolvidos para resolver os problemas de “sludging”, emulsões ácido induzidas, remoção do ácido

gasto, penetração ácida e migração de finos. Paralelamente, foram desenvolvidas técnicas para

melhorar a distribuição do ácido pelas zonas a serem tratadas durante a acidificação.

E a acidificação progrediu pelas eras seguintes:

1950 – 1960 – A ênfase foi o desenvolvimento de aditivos para tratar emulsões, borras, ácido gasto, e

melhorar a cobertura das zonas. Além disso, foram realizados estudos da física da acidificação em

calcários e das reações secundárias de acidificação em arenitos. A ênfase no inchamento de argilas

mudou para a migração de finos, com o desenvolvimento de numerosos agentes de controle. Foram

introduzidas resinas solúveis como agentes divergentes para melhorar a distribuição dos tratamentos.

1970 – A maior penetração do HF foi tentada através de bombeio de fases alternadas de HCl/HF,

misturas com ácido fluobórico e uma mistura de metil formato e HF.

1980 – Divergência com espuma e o uso de flexitubo foram introduzidos para melhorar a divergência.

Sistemas de análise de produção se tornaram uma ferramenta comum do engenheiro de projeto.

Foram usados computadores para ajudar em todas as fases do projeto, inclusive seleção de

candidatos, modelos de tratamento, monitorando da execução (avaliação de real-tempo da evolução

do skin) e avaliação pós-tratamento.

1990 – Os sistemas computacionais evoluíram mais rapidamente tornaram-se mais amigáveis,

incorporando capacidade de predição de produção, Softwares econômicos, geoquímicos w de

avaliação “in situ”.

As operações de acidificação são caracterizadas pela injeção de uma solução contendo um único

ácido, ou mistura de ácidos para remoção do dano provocado ao reservatório durante as operações de

construção do poço. O mecanismo de remoção é pela dissolução dos agentes obturantes.

Os tipos de ácidos empregados nas operações de acidificação são os ácidos inorgânicos,

principalmente o ácido clorídrico, que tem um poder de dissolução muito elevado e os ácidos

orgânicos que são mais fracos tendo uma velocidade de reação lenta. A escolha do tipo de ácido é

definida após a análise dos perfis de avaliação da qualidade da cimentação. O ácido inorgânico é

utilizado quando a cimentação primária é considerada boa e o ácido orgânico quando a mesma é

ruim. Para reservatórios cuja predominância é calcário usa-se apenas um tipo de ácido, ao contrário

dos reservatórios compostos de arenitos onde se utiliza uma mistura de ácidos.

Estas operações são realizadas tanto em poços produtores como também em poços injetores de

água nos sistemas de recuperação secundária. Nas acidificações em poços produtores se faz

necessário a presença de sonda, visto que após a reação do ácido, o mesmo deve ser recuperado

através pistoneio e em seguida neutralizado.

174

Nos poços injetores de água não se recupera o ácido, daí a operação ser realizada sem a

necessidade de sonda. Neste caso o ácido ao se injetado para o interior do reservatório vai se

desgastando à medida que vai reagindo com minerais presentes na rocha.

8.17 Ocorrência e causas de dano à formação

Uma grande parte do dano à formação é causada por práticas descuidadas de perfuração,

cimentação, completação ou de produção, podendo, portanto ser evitada desde que se possua uma

boa compreensão dos mecanismos que causam o dano. Mesmo no caso em que o dano seja

inevitável, o estudo da natureza do dano é fundamental para seleção do tratamento adequado.

O sucesso de um tratamento químico depende primordialmente da remoção completa do dano pelo

fato do mesmo restringir a produção do poço. A severidade do dano é calculada por análise de testes,

que fornece elementos para a otimização dos tratamentos e/ou para avaliar os resultados.

8.17.1 Tipos de danos, causas e métodos de remoção.

A maior parte dos danos à formação ocorre nas proximidades do poço e resulta na maioria dos casos

do entupimento dos poros por detritos. A origem desses detritos pode ser química, pela interação dos

fluidos injetados com a rocha reservatório, física pelo deslocamento de partículas através do fluido ou

ainda biologia pela atividade bacteriana.

O entupimento dos poros não é, entretanto, o único mecanismo de redução de permeabilidade.

Existem outros processos, como formação de emulsões e as alterações de molhabilidade, que podem

levar as menores permeabilidades relativas ao óleo.

As características físicas do dano é um parâmetro fundamental porque determinam o tipo de fluido de

tratamento correto. Estas características constituem o principal critério adotado para classificar os

vários tipos de danos que ocorrem no poço. Os principais tipos de danos são classificados em oito

classes conforme descrição a seguir:

Emulsões

A mistura de fluido base óleo com soluções aquosas no interior da formação pode levar a formação

de emulsões com alta viscosidade, especialmente as de água em óleo que são formadas tipicamente

pela invasão de filtrado do fluido de perfuração fluido de completação na formação.

Filtrados de alto pH da pasta de cimento ou de baixo pH provenientes de acidificações podem

emulsionar o óleo de determinadas formações, analogamente, filtrados de fluido base de perfuração

ou de estimulação base óleo podem formar emulsões com algumas águas de formação.

175

As emulsões são estabilizadas por materiais tenso ativos (surfactantes) e por partículas finas

presentes nos fluidos de tratamento ou são gerados devido a interação da rocha com o fluido.

Solventes mútuos com ou sem preventores de emulsão são geralmente usados para tratar ou

prevenir esse tipo de problema.

Alteração da molhabilidade

Tornar a formação parcial ou totalmente molhável ao óleo reduz a permeabilidade relativa do óleo.

Isso pode ocorrer pela adsorção na rocha de surfactantes contidos nos fluidos de perfuração,

completação ou de estimulação. Este tipo de dano pode ser corrigido pela injeção de solventes

mútuos para remover a fase óleo, seguida da injeção de surfactantes que tornem a formação

novamente molhável a água.

Bloqueio por água

O bloqueio por água é causado por um aumento da saturação de água nas proximidades do poço,

que reduz a permeabilidade relativa aos hidrocarbonetos. O bloqueio pode ocorrer durante a

perfuração ou a completação, através da invasão de filtrados aquosos ou durante a produção através

da criação de cone de água de formação. A existência de argilas tipo Ilita, que aparece cobrindo os

grãos da rocha, favorece a criação de bloqueio por água, devido a sua estrutura filamentosa e sua

área superficial que aumentam a adsorção de água na parede dos poros. O tratamento do bloqueio

por água é feito através da injeção de surfactantes para reduzir a tensão superficial da água em

relação ao óleo.

Depósitos minerais

Os depósitos minerais podem precipitar na tubulação, no canhoneio e /ou na formação. A deposição

ocorre durante a produção devido às baixas temperaturas e pressões encontradas nas proximidades

do poço. Os depósitos podem ser formados pela mistura de águas incompatíveis, tais como água de

formação e água de injeção ou filtrados dos fluidos utilizados no poço.

Vários solventes podem ser usados para dissolver os depósitos precipitados, dependendo de sua

composição química.

Os tipos mais comuns de precipitados são:

• Carbonáticos: são os tipos mais freqüentes, ocorrendo em reservatórios ricos em cálcio e íons carbonatos ou bicarbonatos. Pode ser removido facilmente com ácido clorídrico, ácido acético ou com EDTA (Etilenodiaminotetracetico) dissódico.

• Sufáticos: ocorrem sob forma de gipsita (CaSO4. 2H2O) ou anidrita (CaSO4). As formas

menos comuns de sulfato de Bário (BaSO4) e de sulfato de Estrôncio (SrSO4) são mais difíceis de remover, mas sua ocorrência é mais previsível. A dissolução de sulfatos de cálcio é feita pelo EDTA.

176

• Cloretos: tais como Nacl dissolvem-se facilmente em água doce ou em soluções ácidas fracas de HCl ou acudi acético (Hac).

• Precipitados de ferro: tais como sulfeto de ferro (FeS) ou óxido de ferro. O HCl com agentes

redutores e seqüestrador de ferro pode dissolver esses precipitados e evitar a precipitação de subprodutos como enxofre ou hidróxidos de ferro.

• Precipitados de sílica: ocorrem geralmente como depósitos finamente cristalizados. Podem

ser dissolvidos com ácido fluorídrico (HF)

• Precipitados de hidróxidos: tais como hidróxido de magnésio [Mg(OH)2] ou de cálcio [Ca(OH)2]. O HCl ou qualquer outro ácido que possa reduzir suficientemente o pH sem precipitar os sais correspondentes, pode ser usado para remover esses depósitos.

O tempo de contato é o fator mais importante a considerar no projeto do tratamento de remoção de

depósitos minerais. O fluido de tratamento deve ter tempo suficiente de alcançar e de efetivamente

dissolver a maior parte do material depositado para que o tratamento tenha bom resultado.

Depósitos orgânicos:

Os depósitos orgânicos são precipitados de hidrocarbonetos pesados (Parafinas e Asfaltenos). Sua

localização típica é na tubulação, nos canhoneados e/ou na formação. Apesar dos mecanismos de

formação dos depósitos orgânicos serem numerosos e complexos, o mecanismo principal consiste de

uma mudança de temperatura ou pressão nas vizinhanças do poço durante a produção A precipitação

pode ser causada também pela mistura de gás e óleo provenientes de locais diferentes do

reservatório.

Siltes e Argilas

O dano causado por siltes e argilas inclui invasão do espoco poroso pelo fluido de perfuração e o

inchamento e / ou migração de argilas autigênicas. Se o diferencial de pressão entre o poço e a

formação for suficientemente grande, argilas e outros soídos dos fluidos de perfuração, completação

ou estimulação podem invadir a formação, resultando no entupimento das gargantas dos poros. Por

outro lado, os filtrados aquosos que invadem o espaço poroso podem alterar o equilíbrio entre as

argilas e a água de formação. Isso ocorre devido a mudanças de salinidade que criam um

desequilíbrio nas forças entre as argilas. A esmectita, por exemplo, pode inchar e causar grande

redução de permeabilidade, enquanto que fragmentos de caulinita podem ser dispersos e bloquear os

poros vizinhos.

Quando as partículas que provocam danos são originadas da própria rocha reservatório, elas são

chamadas genericamente de “finos”. (Este termo inclui as argilas, que são alumino-silicatos com

diâmetro inferior a quatro µm e os siltes que são partículas com diâmetro entre quatro µm e 64 µm).

Este tipo de dano pode ser dissolvido pela misturas de HCl e HF ou com ácido fluobórico (HBF4) e

sua localização restringe-se à região próxima ao poço. A remoção de dano por finos em reservatórios

177

de carbonatos se faz com HCl, que apesar de não dissolver os finos, pode dispersa-los pelas fraturas

naturais ou pelos canais criados pela acidificação ( wormholes).

Depósitos Bacterianos

Bactérias podem crescer em diversas condições de temperatura e pH e se reproduzir rapidamente,

causando entupimento do espaço poroso. O dano por depósitos bacterianos é mais comum em poços

de injeção de água, onde as bactérias crescem nas águas injetadas. Três tipos de bactérias podem

ocorrer em poços de petróleo,a saber:

• Aeróbicas- seu crescimento depende da presença de oxigênio

• Anaeróbicas- crescem mais na ausência de oxigênio

• Facultativas- seu crescimento é independente da presença de oxigênio.

Os principais problemas de depósitos bacterianos encontrados em águas de injeção são causados

por bactérias redutoras de sulfato e por bactérias formadoras de lodo. As bactérias redutoras de

sulfato são anaeróbicas e reduzem o íon sulfato para sulfeto resultando em H2S que causa corrosão.

O produto final da corrosão é o sulfeto de ferro, que causa entupimento dos poros.

As bactérias formadoras de lodo são aeróbicas e contribuem tanto para o entupimento da formação

como para a corrosão das tubulações.

Como o dano por depósitos bacterianos é praticamente impossível de remover, especial atenção deve

ser dada à previsão e à prevenção de sua ocorrência através do uso de agentes bactericidas.

8.18 Localização do dano

Além da composição do dano à formação, sua localização é também um parâmetro importante para

determinar as característica do fluido de tratamento e a técnica usada para que o fluido alcance toda

extensão danificada.

178

A figura 8.9 ilustra a localização dos tipos de danos mais comuns de dano á formação

Figura 8.9 – Tipos de danos mais comuns á formação

A localização do dano é importante porque o fluido de tratamento vai entrar em contato com outros

materiais, como por exemplo, ferrugem da tubulação, cimentação carbonática e outros, antes de

atingir o agente causador do dano, ocasião em que o fluido deve está ainda com um alto poder de

reatividade.

8.19 Tratamentos ácidos

Para se elaborar um programa de tratamento ácido, os seguintes passos devem ser observados:

• Assegure-se de que o poço é candidato a tratamento matricial, ou seja, que exista dano à

formação significativo. Nos casos em que o dano seja da baixa intensidade ou inexistente,

somente uma análise econômica poderá justificar a realização do tratamento.

179

• Estabeleça a causa do dano, sua intensidade e penetração

• Selecione os fluidos de tratamentos adequados, incluindo os aditivos que auxiliem a remoção do

dano e evitem a ocorrência de danos causados por precipitações secundárias, borras, etc. Para

tal são feitos testes de laboratório.

• Determine a pressão e a vazão de injeção dos fluidos que assegure um fluxo matricial, para que

não ocorra fraturamento da formação.

• Se o intervalo a ser tratado for muito espesso ou constituído por muitas camadas, adote o

medidas para promover a divergência dos fluidos de tratamento em todo o intervalo.

• Determine o tempo de fechamento do poço após o tratamento e o procedimento para remoção

do fluido de fraturamento.

• Estime a economicidade do tratamento, calculando o custo, o valor presente do investimento e o

tempo de retorno.

• Acompanhe o desembolso do poço após a estimulação para verificar sua efetividade e a

necessidade de repetir ou não tratamento.

8.20 Operações que utilizam ácidos 8.20.1 Limpeza de coluna

Objetivo:

Remoção de ferrugem e restos de fluido e cimento das colunas de perfuração, revestimento e

outros. Pode ser feita no condicionamento do revestimento, imediatamente antes de um gravel packing ou na

primeira fase de uma acidificação. Antes de um gravel packing, o é eliminar a fonte de dano que são

sólidos oriundos de ferrugem e restos de fluido e cimento. No caso da acidificação, a sua função é

facilitar a inibição da corrosão posterior e a ação do seqüestrador de ferro.

O inibidor de corrosão é utilizado, pois o objetivo é a remoção da ferrugem já formada e não causar

corrosão.

180

Tipos e volumes de ácidos:

Usa-se, normalmente, até 1000 galões de ácido clorídrico(HCl) à 15 % com inibidor de corrosão e

seqüestrador de ferro. Como o ácido é pouco consumido, podem-se usar volumes menores, aumentando o tempo de contato.

Procedimento operacional

O ácido deve ser injetado até a extremidade da coluna em baixa vazão e circulado reverso a alta vazão. Devem ser coletadas amostras do ácido no inicio, no meio e finais do retorno e enviadas para o laboratório a fim de se efetuarem análises da concentração do ácido e do teor de ferro. 8.20.2 Lavagem ácida de canhoneados

Objetivos:

• Remoção de dano devido do processo de canhoneio • Desobstruir canhoneados, caso os mesmos estejam tamponados com sólidos solúveis

em acido, restos de fluido ou cimento, ferrugem, etc

• Remover danos muito rasos solúveis ou desagregáveis em ácido.

A limpeza dos canhoneados pode ser feita como primeira etapa de uma compressão de cimento

(squeeze), antes de um fraturamento hidráulico ou qualquer outra injeção de fluidos. Usa-se a

lavagem ácida quando se tem a convicção de que obstrução ao fluxo se dá nos canhoneados.

Ação do ácido se dá pela dissolução dos carbonatos, pela reação com argilas promovendo sua

desidratação e encolhimento e pela reação com cimento, liberando os sólidos tamponantes para que

os mesmos possam ser removidos durante a indução de surgência do poço.

Tipos e volumes de ácidos

Usa-se, geralmente, HCl de 5 à 15% em pequenos volumes( no máximo 25 gal por pé intervalo

canhoneado). Podem ainda ser usado o ácido fórmico a 9% ou o ácido acético (HAc) à 10%. Os

outros aditivos utilizados nesta operação são: inibidor de corrosão, seqüestrador de ferro e também

um surfactante (1% ou mais) com a finalidade de manter os sólidos desagregados em suspensão.

Procedimento operacional

A lavagem ácida de canhoneados deve observar as seguintes etapas:

• Proceder à lavagem ácida da coluna para de trabalho para remover a ferrugem;

181

• Balancear um tampão de ácido em frente aos canhoneados e deixar em imersão ou promover agitação, quando possível, girando ou reciprocando a coluna;

• Remover o ácido gasto imediatamente.

8.20.3 Remoção de incrustação solúvel em ácido

Objetivos

Remoção das incrustações de calcário (CaCO3) e de ferro (Fe2O3, Fe3O4 FeS2) ocorridos nas

tubulações, canhoneados e ou na formação.

Figura 8.10 Remoção das incrustações de calcário e de ferro

Tipos e volumes de ácidos. Usa-se HCl de 5 à 15%. Agentes redutores e seqüestrador de ferro devem ser usados quando a

incrustação for de ferro.

Procedimento operacional

A técnica operacional depende da localização e gravidade da incrustação. Com freqüência é

feita através de flexitubo. Na remoção de incrustação de FeS2, deve-se tomar cuidado com o retorno

de H2S na descarga do ácido gasto.

8.20.4 Acidificação em carbonatos

Objetivos

Restaurar a produtividade de reservatórios de carbonatos ou de arenitos com elevado teor de

cimentação calcífera.({solubilidade em HCl }a 15% maior que 20%).

182

Ao contrário do que ocorre na acidificação de arenitos, na acidificação de carbonatos o ácido reage

preferencialmente com a rocha, tendo pouca ação junto ao agente provocador do dano.

O objetivo consiste em ultrapassar a região danificada pela criação de novo canais na rocha

(wormholes). Esses canais são criados porque o ácido penetra preferencialmente nas regiões de

maior permeabilidade (poros maiores, vugs e fraturas naturais). Os ácidos mais reativos tendem a

criar um menor número de canais de maior comprimento e diâmetro, ao contrário dos ácidos mais

fracos que geram canais mais numerosos e de menores dimensões.

Alem de dissolver os carbonatos, o HCl promove o encolhimento das argilas que sofreram inchamento

pelo contato com água doce, liberando sólidos tamponantes e permitindo que os mesmos sejam

removidos na produção.

Reações químicas O HCl reage com os carbonatos e a dolomita, respectivamente, como segue:

Reação com carbonatos;

2HCl + CaCO3 � CaCl2 + H20 + CO2

Reação com dolomita

4HCl + CaMg (CO3)2 � CaCl2 + MgCl2 + H20 + CO2

Obs: Os sais de cálcio e magnésio são bastante solúveis em água.

Sistemas ácidos mais utilizados

Usa-se, geralmente, HCl 15% em peso. Pode-se eventualmente, emulsionar ou gelificar o ácido a fim

de retardá-lo, ou seja, reduzir as taxas de reação e, consequentemente, conseguir maior penetração

para ultrapassar a região danificada. Outra forma de retardamento é a utilização de ácidos orgânicos

fracos, cujos tipos mais comuns são os ácidos acéticos e o ácido fórmico, conhecidos como ácidos

naturalmente retardados. Usa-se ainda, misturas de ácido acético e acido fórmico ou de um desses

com HCl.

O uso de ácidos gelificados ou emulsionados possui as seguintes vantagens:

• A maior viscosidade permite melhor controle da perda de filtrado e reduz a transferência de

massa do ácido para a face da formação, especialmente no caso dos ácidos emulsionados,

pois a permeabilidade relativa da formação ao fluido é reduzida;

183

• A retenção da viscosidade resulta em melhor suspensão dos finos, facilitando sua posterior

remoção. Este efeito é obtido, principalmente, por sistemas ácidos gelificados com polímeros.

Os ácidos gelificados ou emulsionados não devem ser usados em formações sem fraturas naturais ou

sem porosidade vugular e cuja matriz possua baixa permeabilidade, pois se torna difícil sua injeção de

forma matricial.

Diretrizes para seleção dos fluidos de tratamento

• Temperatura

A temperatura influencia a seleção dos fluidos de duas maneiras:

• Determina fortemente a inibição do ácido;

• A taxa de reação é diretamente proporcional à temperatura.

Portanto, em altas temperaturas (>149ºC), devem-se utilizar preferencialmente ácidos orgânicos, que

são menos corrosivos que o HCl e ácidos emulsionados ou gelificados, cuja taxa de reação é menor.

• Mineralogia

A primeira consideração a ser feita é se a formação é puramente carbonática ou se é parcial ou

totalmente dolomitizada. Concentrações de HCl cima de 20% devem ser evitadas em dolomitas,

devido à potencial precipitação de subprodutos de reação. A baixas temperaturas, a taxa de reação

do HCl com a dolomita pura é muito mais baixa. A dolomita impura pode conter também, grãos de

quartzo ou de argilas espalhados pela matriz.

Nesse caso, finos e insolúveis serão liberados e o fluido com boa capacidade de suspensão deve ser

empregado, podendo ser usado HCl gelificado ou com agentes dispersantes, viscosificantes e

complexantes. Se a formação contiver anidrita, sua dissolução em HCl gerará sulfato de cálcio

hidratado, que re-precipita rapidamente, devido a sua baixa solubilidade. Deve-se então, usar fluidos

com agentes complexantes.

• Petrofísica. O tipo e a distribuição da porosidade têm uma grande influência na extensão do dano e na penetração

do ácido.

Reservatórios com alta permeabilidade da matriz podem ser severamente danificados pela invasão de

sólidos. Um ácido emulsionado pode ser usado nesse caos para remover o dano. Se a alta

permeabilidade for devida a poros grandes interconectados, devem ser formados wormholes peque

nos e de grandes diâmetros.

184

Em reservatórios contendo fraturas naturais, o dano por sólidos ocorre no interior das fraturas. Um

tratamento ácido alarga as fraturas naturais e permite o fluxo dos finos para o interior do poço. O

fluido deve possuir portanto, boa capacidade de suspensão de sólidos.

Projeto do tratamento ácido

O projeto de um tratamento ácido deve envolver não apenas os tipos de ácidos, mas também, os

volumes e vazões. Num tratamento matricial, o importante é manter a pressão abaixo da pressão de

quebra da formação. A vazão depende de espessura do intervalo, da permeabilidade, do tipo de

porosidade e da necessidade de divergência. Se no inicio do tratamento a injetividade estiver muito

baixa, pode-se elevar a pressão. Caso ocorra quebra da formação, deve-se abaixar imediatamente a

pressão a fim de que o tratamento não ultrapasse o dano sem removê-lo, e não se propague em

direção às zonas de gás ou água. O ácido não deve ficar estático na coluna por muito para evitar

decantação do inibidor de corrosão, o que tornaria o ácido demasiadamente corrosivo.

8.21 Acidificação em arenitos Objetivos:

Usa-se normalmente, nos tratamentos matriciais de arenitos uma mistura de ácido clorídrico ( HCl ) e

ácido fluorídrico( HF ), conhecida como “mud acid”. A função do tratamento é remover dano causado

por sólidos dos fluidos injetados na formação ou pelas próprias argilas contidas na rocha reservatório,

que podem inchar ou migrar e obstruir as gargantas de poros.

Em ambos os casos, o “mud acid” deve capaz de dissolver não apenas os sólidos invasores como

também as argilas da rocha para poder alcançar o interior da formação. Torna-se difícil, portanto,

remover dano profundo em arenitos, devendo-se nesses casos partir para um pequeno fraturamento

que ultrapasse a região danificada ou para uma remoção parcial do dano, caso o fraturamento seja

tecnicamente inviável devido a inexistência de barreiras.

Pode-se, em alguns casos, usar sistemas não ácidos para dispersar finos e permitir que eles sejam

produzidos junto com o fluido de tratamento. Pode-se, ainda, utilizar outros ácidos especiais em

substituição ou em complementação ao HF, tais como fluobórico ( HBF4), também chamado de “clay

acid”, que tem a propriedade adicional de estabilizar os finos.

A fim de evitar operações desnecessárias, ou até mesmo danosas, deve-se garantir que o poço é

candidato a tratamento com HF. Para tanto, as seguintes condições favoráveis devem ocorrer:

• Solubilidade em HCl 15% menor que 20%;

• Diferença entre as solubilidades em HCl 15% e 12 % HCl/3% HF superior a 10%;

185

• Salinidade da água de formação menor de que 50.000 ppm;

• Conteúdo apreciável de argilas autigênicas da família das esmectitas;

• Elevada perda de filtrado na perfuração do poço;

• Vazão abaixo do potencial indicado em TFR / TP;

• Poços de injeção de água;

• Zonas superiores (tendem a ser mais danificadas que as inferiores);

• Poços com declínio repentino de produção (possível migração de finos);

• Poços com baixa produção após squeeze de cimento;

• Poços que produzem silte ou fluido;

• Poços onde ocorreu perda de circulação

8.21.1 Estágios para uma acidificação em arenito

Um tratamento matricial em arenitos com “mud acid” constitui-se, basicamente de quatro

estágios principais, a saber:

• Pré-tratamento (pré-flush) • Tratamento principal (mud acid) • Pós-tratamento (over-flush)

• Deslocamento 8.21.2 Funções de cada estágio

Pré-tratamento (Pré-flush)

Usa-se HCl em concentrações de 5 a 15%; ácido acético(HAc) de 5 a 10%, solução de cloreto de

amônia de 1 a 3% ( NH4Cl) ou óleo diesel. Pode-se usar ainda, antes do pré-tratamento, um solvente

com a finalidade de evitar e /ou remover borras, para prevenir a deposição de parafinas e asfaltenos,

bem para otimizar o contato do ácido com a rocha.

186

Funções do pré-tratamento são:

• Remover água conata, evitando seu contato com o HF do “mud acid” o que pode gerar

precipitações indesejadas;

• Remover os carbonatos da região danificada, facilitando a penetração do HF e evitando sua

reação com o CaCO3, o que geraria um precipitado insolúvel de CaF2;

• Manter um pH baixo diminuindo probabilidade de deposição de produtos oriundos de reações

secundárias, como por exemplo a sílica hidratada [Si(OH)4], que é um precipitado gelatinoso

de baixíssima solubilidade.

Tratamento principal (Main treatment)

Funções do tratamento principal

• De acordo com a mineralogia da rocha, várias formulações podem ser usadas. Por exemplo:

12 % HCl / 6% HF; conhecido como “mud acid super”

12 % HCl / 3% HF; conhecido como “mud acid regular”

13,5 % HCl / 1,5% HF; conhecido como “mud acid fraco”

6 % HCl / 1,5% HF; conhecido como “1/2 de mud acid”

10% HAc / 1,5 HF; conhecido como “mud acid orgânico”

Devido a possíveis reações indesejadas, recomenda-se a imediata remoção do ácido da formação ou,

no caso de poços injetores seu deslocamento para longe do poço.

Pós-tratamento (Over flush)

Funções do pós-tratamento

Tem por funções deslocar o tratamento mais profundamente para dentro da formação, evitar seu

contato como fluido de deslocamento, caso este seja uma solução salina, e restaurar a molhabilidade

da formação. Recomenda-se deslocar o “mud acid” para uma profundidade superior a quatro pés, a

fim de que eventuais precipitados não se depositem próximo ao poço, onde seus efeitos danosos

seriam maximizados.

Deve-se, ainda, usar surfactantes ou solvente mútuo para deixar a formação molhável a água e

facilitar a produção do ácido gasto. Quando for necessário usar estabilizador de argila, este deve ser

adicionado ao pós tratamento.

187

Usam-se como pós-tratamento óleo díesel aditivado com solvente mútuo, soluções de NH4Cl, etc.

Deslocamento

Funções do deslocamento:

Tem a função de deslocar o pós-tratamento até o topo dos canhoneados. Pode-se usar fluido de

completação ou fluido menos denso como óleo diesel ou N2, que tem a vantagem de facilitar a

limpeza do poço. O nitrogênio é especialmente recomendado para poços depletados.

8.22 Planejamento e execução da operação 8.22.1 Providências anteriores à operação

• Verifique a existência dos produtos necessários, suas quantidades e seu estado;

• Verifique se foram efetuados testes de emulsão e teste de compatibilidade química entre os

vários aditivos;

• Colete amostras de cada fluido a ser injetado no poço, efetue análises expeditas para

verificar suas qualidades e envie amostras para análise no laboratório;

• Recuperação do ácido deve ser o mais rápido possível;

• Programe o início da operação de modo a não haver demora entre o término da operação e o

início da limpeza do poço. Se for ocorrer algum tempo aguardando, é melhor que este ocorra

sem ácido na formação;

• Imediatamente antes do início da operação, promova uma reunião para discussão dos

aspectos operacionais e de segurança. Envolva o Encarregado da sonda e o responsável

pela segurança industrial;

• Imediatamente antes do início bombeio, efetue uma circulação do ácido nos tanques para

homogeneização da mistura.

8.22.2 Mistura do ácido

• Verificar a disponibilidade e o funcionamento dos equipamentos de segurança: máscaras,

óculos, lava-olhos, EPI, etc;

188

• Certificar-se de que o tanque de mistura, linhas, bombas, mangueiras e demais equipamentos

necessários são adequados ao tipo de serviço a ser executado e estão limpos, calibrados e

sem vazamentos;

• Providenciar água de boa qualidade para diluição do ácido e adicionar ao tanque de mistura

3/4 do volume total da água requerida. Do volume de água de diluição deve ser descontado o

volume ocupado pelos produtos sólidos e líquidos a serem adicionados na mistura;

• Adicionar ao tanque de mistura os aditivos especificados. Durante a adição de cada produto,

o fluido deve ser mantido sob vigorosa agitação. Cada produto só deve ser adicionado após a

homogeneização do produto anterior. Adicionar as quantidades de aditivos correspondentes

ao volume total da mistura;

Obs: Tanto a insuficiência quanto o excesso de aditivos são prejudiciais. O excesso pode também

causar dano pela formação de borras, emulsões, espumas ou causar inversão de molhabilidade e

reduções de permeabilidade.

• Adicionar à mistura o volume de ácido concentrado necessário e homogeneizar o sistema. O

cálculo do volume de ácido concentrado, Vc, a uma concentração Xc (% em peso) e com uma

densidade Dc, necessário para preparar um volume de ácido diluído, Vd, a uma concentração

Xd (% em peso) e com uma densidade Dd, é dado pela equação:

Onde:

Vc = volume de ácido concentrado

Dc = densidade do ácido concentrado

Xc = concentração do ácido concentrado

Vd = volume de ácido diluído

Dd = densidade do ácido diluído

Xc = concentração do ácido diluído

• Adicionar o restante da água e homogeneizar a mistura através de vigorosa agitação.

Verificar, com auxílio de um densímetro, a densidade da mistura. Corrigi-la se necessário;

• Na locação, imediatamente antes de bombear o ácido para o poço, deve-se homogeneizar o

sistema, promovendo uma circulação do mesmo no tanque; Isso possibilitará a distribuição

homogênea dos aditivos, alguns dos quais tendem a segregar ou decantar.

189

• Verificar cálculos e as quantidades de aditivos e reportá-los no relatório de operação.

Obs.: A concentração do ácido torna-se importante se a formação é sensível a ácidos fortes ou se

os aditivos são sensíveis à variação de concentração, como por exemplo, os agentes gelificantes,

inibidores de corrosão e solventes mútuos. O ácido que está fora de especificação (ver tabela

abaixo) deve ser ajustado antes do bombeio. O ácido deve ser misturado nos tanques, antes de

se coletar amostras para medição da concentração, uma vez que a concentração varia do topo ao

fundo do tanque, caso o ácido não esteja devidamente misturado.

Tabela 8.3 – Faixas aceitáveis para concentração do HCl.

CONCENTRAÇÃO DE HCL

ESPECIFICADA

(% EM PESO)

FAIXA DE CONCENTRAÇÃO

ACEITÁVEL

(% EM PESO)

7,5 6 a 9

15 13 a 17

20 18,5 a 22

28 26 a 30

8.22.3 Instalação e testes de linhas

• Verifique se forem seguidas as recomendações para a montagem das linhas. Dê especial

atenção à instalação das linhas. Instalar “Y” com linha de descarga de ácido;

• Recomenda-se cobrir as linhas de injeção com capa para que eventuais vazamentos de ácido,

em forma de spray, não atinjam as pessoas. Todas as pessoas envolvidas na operação,

próximas a tanques, unidades de bombeio e linhas devem usar óculos protetores;

• As linhas devem ser testadas nas seguintes condições:

Fluido: usar de preferência, fluido de completação. Observar que o fluido de teste não deve ser

agressivo, tóxico ou inflamável;

• Tempo: exigir no mínimo 15 minutos de pressão estabilizada.

190

8.22.4 Pressão máxima admissível

A pressão máxima admissível será a menor das seguintes pressões:

• O dobro da máxima pressão esperada para o tratamento em condições normais. O excesso de

100% é para fazer face às pressões de quebra/propagação e perdas de carga anormalmente

altas;

• 1,2 vezes a máxima pressão admissível no tratamento. Ao atingir a máxima pressão admissível

previamente estabelecida, será interrompido o bombeio e fica-se com 20% de segurança para

as linhas;

• A máxima pressão que as linhas suportam. Considerar suas condições atuais e não sua

pressão de trabalho nominal.

Obs. Só inspecionar as linhas de perto se houver queda de pressão. Não correr riscos

desnecessários.

8.22.5 Parâmetros importantes durante a operação

Observe a pressão quando o ácido atingir a formação:

• Para arenito, a pressão na superfície deve decrescer vagarosamente ou concomitantemente por

vários barris de ácido, o ácido pode não estar removendo o dano, ou mesmo, danificando a formação.

Nesse caso, a injeção de ácido deve ser interrompida e o poço deve ser colocado em fluxo

imediatamente. Amostras do ácido e dos sólidos retornados devem ser enviados para o laboratório

para analise;

• Se a resposta é em calcário, a pressão deve cair rapidamente e estágios com agentes divergentes

podem ser necessários;

• Observe a resposta da pressão quando o agente divergente alcança a formação. Na acidificação

de matriz, a pressão de superfície deve crescer levemente. Se não tiver resposta na divergência,

pode-se aumentar a concentração do agente divergente ou usar um agente diferente nos próximos

tratamentos;

• Nunca exceda a pressão de quebra da formação, isto é, não fratura a rocha com ácido, exceto com

pequenos volumes, em operações de lavagem de canhoneados;

• Em acidificação de matriz em arenitos, mantenha a vazão de bombeio constante e a pressão

abaixo do limite de fraturamento.

191

Os parâmetros importantes são as pressões, vazões e volumes. O acompanhamento da operação

deve ser feito em termo de fundo de poço, isto é, considere as pressões exercidas no fundo,

considere o instante da chegada dos estágios de tratamento (por exemplo: chegada das bolas

selantes, chegada do HCl, etc.) no intervalo do poço a ser tratado.

Sempre que possível, faça um pequeno teste de injetividade no início da operação, isto é, antes do

ácido atingir a formação, injete um pequeno volume de fluido não-reativo (geralmente o próprio fluido

de completação), interrompa o bombeio e registre o decaimento de pressão. Tal medida permite a

comparação de pressões no inicio com as registradas ao final da operação.

Não permita que a pressão de fundo seja superior à pressão de quebra da formação. O ácido sendo

um fluido altamente penetrante facilita a quebra da formação.

Se a vazão de injeção de ácido estiver muito baixa, a ponto de prolongar demasiadamente a

operação, o Fiscal pode aumentar a pressão de injeção gradativamente, diminuindo-a, à medida que

a vazão for aumentando.

Se ocorrer quebra da formação, interrompa o bombeio imediatamente e reinicie a pressão inferior

à pressão de propagação de fratura.

8.22.6 Providências após a operação

• Providencie a imediata limpeza do poço.

• Colete amostras do ácido retornado a fim de que se efetuem as seguintes análises: Quantidade, tamanho e tipo de sólidos;

Concentração do ácido gasto retornado;

Teor de ferro total;

Presença de emulsões;

Formação de qualquer precipitado (além de ferro).

• O ácido gasto deve ser descartado de forma a não contaminar o fluido de completação, nem

agredir o sistema de fluidos e o meio ambiente.

8.23 Aditivos para sistemas ácidos Um aditivo para acidificação é um produto químico adicionado ao ácido com a finalidade de modificar

suas propriedades, aumentando sua eficiência.

A seleção e, a aplicação correta dos aditivos para um tratamento ácido são as tarefas mais difíceis e

confusas para o Engenheiro de estimulação. Definir os aditivos necessários e suas concentrações

muitas vezes demanda estudos laboratoriais, que podem ser realizados na sonda, na base ou no

Centro de Pesquisas.

192

A falta de um aditivo ou o excesso de outro podem por a perder toda a operação. Assim sendo, é

importante reconhecer os principais tipos de aditivos, as condições em que se aplicam e as

concentrações usuais.

8.24 Tipos de aditivos 8.24.1 Inibidores de corrosão

Devido à natureza corrosiva dos ácidos, o desenvolvimento de um aditivo visando à taxa de ataque ao

aço das tubulações foi o primeiro requisito para o sucesso da técnica de acidificação de poços.

Um inibidor de corrosão apropriado deve reduzir ou eliminar a formação de sulcos (pitting) no metal,

que é o maior problema da corrosão. O pitting é caracterizado por uma taxa de corrosão máxima

aceitável (em lb de metal perdidas/pé2 de metal exposto) abaixo da qual ele não ocorre.

Todos os inibidores de corrosão são catiônicos e tornam as superfícies molháveis ao óleo. Por esse

mecanismo eles são adsorvidos nas paredes da tubulação e formam um filme que protege o ferro do

ácido. Como a adsorção e a alteração de molhabilidade ocorrem também na superfície da rocha,

outros aditivos como surfactantes e solventes mútuos devem ser usadas para completar esses

efeitos.

A seleção do inibidor de corrosão depende do tempo de contato estimado do grau do aço a ser

protegido (J-55, N-80, etc), e da concentração de ácido e da temperatura. De maneira geral, altas

concentrações de ácido, e altas temperaturas são as condições mais críticas para que se mantenha a

inibição por longos tempos de contato sem atingir a taxa de corrosão máxima aceitável. Nesses

casos, às vezes se torna necessário lançar mão dos chamados intensificadores, tais como os iodetos

de cobre e de potássio, que intensificam a ação dos inibidores de corrosão, aumentando sua faixa de

ação.

A escolha do inibidor e sua concentração são feitas através de gráficos que dão a taxa de corrosão

em função do tempo de contato, para várias temperaturas, tipo e concentração de ácido,

concentração de aditivo e grau do aço.

8.24.2 Surfactantes

Os surfactantes são substancias químicas compostas de um grupo solúvel em óleo (lipofílico) e um

grupo solúvel em água (hidrofílico). Sua função é reduzir a tensão superficial de um liquido ao se

adsorverem na interface líqüido/gás, líqüido/líqüido, líqüido/sólido.

Dependendo da natureza do grupo hidrofílico, os surfactantes podem ser classificados em quatro

classes: aniônicos, catiônicos, não-iônicos e anfóteros.

193

O seguinte modelo será usado para simplificar a discussão dessas classes:

Figura 8.10 – modelo de molécula surfactante

8.24.3 Surfactantes aniônicos

São moléculas orgânicas cujo grupo hidrofílico possui carga negativa. Os surfactantes aniônicos

constituem a classe mais comum de surfactantes. O modelo de um surfactante aniônico pode ser

descrito por:

Figura 8.11 – modelo de surfactante aniônico

Alguns exemplos de surfactantes aniônicos são:

Sulfáticos: R – OSO-3

Sulfonáticos: R – SO-3

Fosfáticos: R – OPO-3

Fosfonáticos: R – PO-3

Onde “R” representa um grupo lipofílico

Os tipos mais comuns são os sulfáticos e sulfonáticos que são usados, principalmente, como

agentes anti-emulsificantes (ou preventores de emulsão).

194

8.24.4 Surfactantes catiônicos

São moléculas orgânicas cujo grupo hidrofílico possui carga positiva. O modelo de surfactante

catiônico pode ser descrito por:

Figura 8.12 – modelo de surfactante catiônico

Os surfactantes catiônicos têm utilização bem menor que os aniônicos e são usados como

desemulsificantes (ou quebradores de emulsão), inibidores de corrosão e bactericidas. A maioria dos

surfactantes catiônicos é composta de amina, tais como o cloreto de amina quaternária.

8.24.5 Surfactantes não-iônicos

São moléculas orgânicas que não se ionizam e, portanto, permanecem sem carga. O modelo de um

surfactante catiônico pode ser descrito por:

Figura 8.13 – modelo de surfactante não-iônico

A maioria dos surfactantes não iônicos contém grupos hidrofílicos que são polímeros de óxido de

etileno ou de propileno. Eles são usados como preventores de emulsão e como espumantes em

escala maior que os surfactantes catiônicos e menores que os aniônicos.

195

8.24.6 Surfactantes anfóteros

São moléculas orgânicas que com grupo hidrofílico pode ter carga positiva, negativa ou neutra

dependendo do pH do sistema. O modelo de um surfactante catiônico pode ser descrito por:

Figura 8.14 – modelo de surfactante anfótero

Atualmente, o uso dos surfactantes anfóteros é bastante restrito, sendo aplicados como inibidores de

corrosão e espumantes.

8.24.7 Solventes mútuos

Os solventes mútuos são solúveis tanto em água como em óleo. Por esta razão, eles são muito usados na acidificação de poços de produção em arenitos, onde é muito importante manter todos os sólidos molháveis a água.

• EGMBE (Etileno Glicol Mono Butil Éter, também chamado de butil-gilicol): aumenta a

solubilidade e compatibilidade de inibidores de corrosão com quebradores de emulsão e outros

aditivos. Sua propriedade mais importante é a redução da adsorção dos inibidores de corrosão

em partículas de argilas não dissolvidas que estabilizam emulsões e provocam bloqueio pó água

ou dano por finos móveis após a acidificação de arenitos. Outra função importante do butil-glicol é

manter a formação molhável à água pela inibição de inibidores catiônicos e pelo transportes dos

surfactantes para o interior da formação. O butil-glicol também ajuda a reduzir a saturação

residual do ácido gasto após o tratamento e diminui a incidência de emulsões. A limpeza de poços

de gás é facilitada pela ação do butil-glicol sobre os surfactantes, que se mantém em solução no

ácido gasto ao invés de adsorverem nas argilas próximas ao poço.

• Álcool: O álcool metílico e ao álcool isopropílico tem sido usados por vários anos para auxiliar a

limpeza de poços de gás com bloqueio por água. O álcool pode usado também para estimular

poços de gás em arenitos de baixa permeabilidade e para acelerar a limpeza do ácido gasto e,

até mesmo, melhorar a estimulação. O álcool reduz a tensão superficial da água sem ser

adsorvido na formação como um surfactante seria. O uso de álcool deve ficar restrito aos poços

de gás, pois o álcool reage com o HCl em temperaturas acima de 85ºC, produzindo cloretos

orgânicos que prejudicam a ação dos catalisadores nas refinarias.

196

8.24.8 Agentes seqüestradores

Os agentes seqüestradores reagem com o ferro dissolvidos e outros íons metálicos para inibir a

precipitação a medida que o ácido é gasto. Os hidróxidos de ferro podem precipitar do ácido gasto e

tamponar poros existentes ou criados pela acidificação, reduzindo a permeabilidade. Ácido cítrico, EDTA

e ácido acético são os tipos principais de seqüestradores de ferro.

A ação do seqüestrador é feita através da complexação dos íons ferro, para que eles permaneçam em

solução e o tamponamento por precipitados seja reduzido.

Ocorre também um controle do pH, baseado na ação do ácido fraco, que reage com os carbonatos e

incrustações muito mais lentamente que o HCl. Enquanto o pH for baixo, o ferro não irá precipitar.

O íon férrico (Fe+³) precipita do ácido gasto quando o pH for igual a 4. O HCl gasta até um pH de 5 em

carbonatos. O agente seqüestrador prefere o Fe+³ do que o íon Fe+², que não precipita da solução.

Portanto, deve-se usar apenas o suficiente para complexar o Fe+³ na acidificação de

carbonatos(Aproximadamente 1/5 do total esperado em solução). Como a acidificação de carbonato

gera grandes canais, a precipitação dos hidróxidos de ferro possa não ser tão problemática. Por outro

lado, deve-se tomar bastante cuidado ao acidificar arenitos com teor de carbonatos igual a superior ou

igual a 5%, pois pode ocorrer grande redução de permeabilidade caso haja precipitação de ferro.

8.24.9 Estabilizadores de argilas As argilas e outros finos podem se mover no espaço poroso, especialmente durante a produção de

água. As argilas também podem ser dispersas ou inchar ao entrar em contato com a água ou soluções

salinas de baixa salinidade.

O primeiro problema é controlado pela estabilização mecânica na qual um agente cimentador ou

formador de película fixa a argila na superfície do grão de areia. Alguns polímeros catiônicos,

recentemente desenvolvidos, têm a capacidade de migrar da água ou de uma solução salina para as

argilas, estabilizando-as. O dano causado pelo contato com a água é minimizado sem criar

molhabilidade ao óleo, pois o polímero exposto tem preferência por água.

A extremidade catiônica do estabilizador de argilas liga-se as argilas da mesma forma que os íons Na+,

K+ e Ca++, fazendo com que a extremidade hidrofílica forme um filme sobre as argilas que previne seu

inchamento e sua migração.

Os estabilizadores de argila disponíveis atualmente inclui, em ordem de eficiência, as aminas

poliquaternárias, as poliaminas e os surfactantes catiônicos. O uso dos surfactantes aniônicos não é

recomendado.

197

8.24.10 Critérios para utilização dos aditivos Um dos problemas mais comuns em acidificação é uso excessivo de aditivos. Esse excesso pode

resultar de um projeto mal feito ou de mistura inadequada. Além de ser um desperdício, o excesso de

aditivos pode causar danos a formação, que representa uma perda significativa na produção do poço.

A tabela abaixo apresenta alguns dos problemas que podem ocorrer no poço e nos equipamentos de

superfície após uma operação de acidificação:

Tabela 8.4 – Efeito do uso excessivo de aditivos em acidificação

ADITIVO EFEITO DO EXCESSO

Inibidor de corrosão Borras, emulsões, Alteração da molhabilidade

para molhável a óleo

Anti - emulsificante Formação de emulsões estáveis nos tanques e

poços.

Espumantes, suspensores de silte Emulsões e espumas

Aditivo para controle de argila Perda de permeabilidade da formação

Os únicos aditivos cujo é obrigatório são inibidor de corrosão e o surfactante. O seqüestrador de ferro

pode ser importante, especialmente em tratamentos através de tubulações velhas ou em rochas

contendo minerais de ferro. O solvente mútuo também é muito indicado, para o uso over flush. Os

outros aditivos só devem ser usados se o benefício a ser obtido for claramente reconhecido para uma

determinada aplicação específica.

Caso contrário deve se evitar sua utilização no tratamento. Como orientação, pode-se usar a seguinte tabela:

Tabela 8.5 – Concentração normal para aditivos em acidificação

ADITIVO FAIXA DE CONCENTRAÇÃO %(V/V)

Desemulsificante 0,1 a 2,0

Anti-emulsificante 0,1 a 1,5

Inibidor de corrosão 0,1 a 2,0

Espumante 0,3 a 0,8

Agente suspensor de silte 0,2 a 0,5

Álcool e solvente mútuo 5,0 a 25,0

Estabilizador de argila 0,1 a 2,0

198

Densidade % lb/gal Acido acetico Água0,9996 1 8,34 10 9911,0012 2 8,35 19 9831,0025 3 8,36 29 9741,0040 4 8,37 39 9661,0055 5 8,39 48 9571,0069 6 8,40 58 9481,0083 7 8,41 68 9391,0090 7,5 8,42 73 9351,0097 8 8,42 78 9311,0111 9 8,43 87 9221,0125 10 8,44 97 9131,0139 11 8,46 107 9041,0154 12 8,47 117 8951,0195 15 8,50 147 8681,0263 20 8,56 197 823

TABELA DE DENSIDADE PARA ÁCIDO ACÉTICO

Quantidades para preparar 1000 gal

Tabela 8.6 – Densidade para HCL e Ácido Acético

Densidade % lb/gal Densidade % lb/gal1,0048 1 8,337 1,1057 21 9,2181,0097 2 8,418 1,1108 22 9,2611,0147 3 8,460 1,1159 23 9,3031,0197 4 8,501 1,1214 24 9,3491,0248 5 8,544 1,1261 25 9,3851,0299 6 8,586 1,1310 26 9,4331,0350 7 8,629 1,1368 27 9,4651,0402 8 8,672 1,1422 28 9,5231,0447 9 8,710 1,1471 29 9,5601,0500 10 8,754 1,1526 30 9,6091,0550 11 8,796 1,1577 31 9,6501,0600 12 8,837 1,1628 32 9,6941,0645 13 8,876 1,1680 33 9,7381,0702 14 8,922 1,1727 34 9,7771,0749 15 9,862 1,1779 35 9,8101,0801 16 9,0061,0849 17 9,0451,0902 18 9,0891,0592 19 9,1321,1002 20 9,171

TABELA DE DENSIDADE PARA HCL

199

Figura 8.15 – Tanque com soluções ácidas

Figura 8.16 – Unidade de Bombeio

200

9. EQUIPAMENTOS DE PRODUÇÃO

Figura 9.1- Módulos/Equipamentos

9.1 Especificação de equipamentos de poço

CONSIDERAÇÕES:

– Profundidade dos intervalos de interesse

– Pressão das formações

– Fluido a ser produzido

– Método de elevação

– Recuperação secundária (INJ água, gás, vapor)

– Vazões (Revest e coluna de produção)

– Expectativa do projeto

201

9.2 Principais equipamentos de poço

• Tubos de revestimento

• Cabeça de poço (fase perfuração)

• Cabeça de produção

• Adaptador e suspensor de produção

• Arvore de natal

• Válvulas, atuadores, chokes

• Tubos de produção

• Equipamentos da coluna de produção

• Equipamento de controle de fluxo

• Ferramentas de intervenção

9.3 Instalação dos equipamentos de superfície

Têm por objetivo sustentar colunas de trabalho/produção, promover vedação e controlar qualquer

produção do poço.

• Cabeça de Produção

• BOP

• Condutor (RAISER)

• Adaptadores (caso necessário)

Nota sobre o Pino do revestimento:

Rosca / altura / corrosão

202

EXEMPLO:

Figura 9.2 – Equipamento de superfície

203

9.3.1 Cabeça de produção

Conectado ao topo do revestimento composta por flanges e saídas alterais.

• Suportar a coluna de produção

• Vedar o anular (revest. X col. Prod.)

• Proporciona acesso ao ao espaço anular

• Possui geometria para assento do suspensor de coluna (donat)

Cuidados adicionais:

Pressão trabalho para definir pressão Apertos rosca/parafusos Posição e vedação dos

prisioneiros Cabeça bi-flangeadas em poços HTHP.

Figura 9.3 – Cabeça de produção/TC-60 Roscada

Figura 9.4 – Cabeça de produção/TC-00 Flangeada

204

Figura 9.5 – Cabeça de produção/T-15

Figura 9.6 – Cabeça de produção/T-16

Figura 9.7 – Cabeça de produção/TR-8

205

Figura 9.8 – Suspensor de coluna

9.3.2 Adaptadores

Acessórios eventualmente usados nas instalações dos equipamentos de superfície.

• Ajuste de altura

• Adequação das conexões dos equipamentos.

Figura 9.9 – Adaptadores: A-1/ A-2/ A-3/ A-4

206

Figura 9.10 – Adaptadores: TR-8/ A-3EC (BCS)/ DUPLO AD/ ADH

Figura 9.11 – Uso dos adaptadores

207

Figura 9.12 – Uso do adaptador A-1

9.3.3 Packers

• OBTURADORES (PACKERS )

• São um dos principais componentes da coluna de produção ou injeção de poços produtores

ou injetores. Também são aplicados em trabalhos preliminares à completação dos poços:

localização de furos no revestimento do poço, testes de formação, operações de estimulação,

correções de cimentação primária, etc.

• É um dos componentes mais importantes da coluna e presente em praticamente todos os

poços produtores ou injetores. Dentre as principais utilizações podemos destacar:

• Produção ou injeção em um intervalo particular do poço e proteção do restante do

revestimento do contato com os fluidos produzidos ou injetados e da ação das pressões

envolvidas.

• Possibilidade de produção de mais de um intervalo do poço de forma simultânea ou seletiva

pela utilização de dois ou mais Packers e somente uma coluna de tubos.

• Pesquisa para localização de furos no revestimento do poço.

• Isolamento total de intervalos do poço (Empacotamento).

• Permite que se tenha à disposição sempre uma barreira de segurança representada pelo

volume de fluido no anular coluna-revestimento para “matar” o poço.

• Possibilita a injeção controlada de gás, pelo anular, nos casos de elevação artificial por GÁS-

LIFT.

• Confinamento da produção ao interior da coluna possibilitando controle de fluxo pleno no

poço.

208

Figura 9.13 – Exemplo: PACKER

209

• O Obturador (“PACKER”) nada mais é que uma estrutura composta basicamente de um mandril

compatível com a coluna de tubos do poço e que oferece ao fluxo uma passagem preferencial; um

elemento de vedação que circunda esse mandril preenchendo o espaço anular entre o mesmo e o

revestimento (parede) do poço de modo a impedir o fluxo de fluido por esse espaço anular; e por

fim o importante componente de ancoragem para permitir sua fixação numa posição particular do

poço.

Figura 9.14 - PACKER

210

Figura 9.15 – Tipos de PACKERS AD-1/ AR-1/ ART/ R-3

Figura 9.16 – Divisor de coluna

211

10. SEGURANÇA, MEIO AMBIENTE E SAÚDE.

10.1 Política de Segurança, Meio Ambiente e Saúde e suas diretrizes.

Educar, capacitar e comprometer os empregados com as questões de SMS, envolvendo fornecedores, comunidades, órgãos competentes e demais partes interessadas;

Considerar nos sistemas de conseqüência e reconhecimento o desempenho em SMS;

Atuar na promoção da saúde, na proteção do ser humano e do meio ambiente mediante

identificação, controle e monitoramento de riscos, adequando a segurança de processos às melhores práticas mundiais e mantendo-se preparada para emergências.

Assegurar a sustentabilidade de projetos, empreendimentos e produtos ao longo do seu ciclo de

vida, considerando os impactos e benefícios nas dimensões econômica, ambiental e social; Considerar a eco-eficiência das operações, minimizando os impactos locais adversos inerentes

às atividades da indústria.

10.2 Diretrizes coorporativas de Segurança, Meio Ambiente e Saúde da Petrobrás.

1. Liderança e Responsabilidade; 2. Conformidade Legal; 3. Avaliação e Gestão de Risco; 4. Novos Empreendimentos; 5. Operação e Manutenção; 6. Gestão de Mudança; 7. Aquisição de Bens e Serviços; 8. Capacitação, Educação e Conscientização; 9. Gestão de Informação; 10. Comunicação; 11. Contingência; 12. Relacionamento com a Comunidade; 13. Análise de Acidente e Incidente; 14. Gestão de Produtos; 15. Processo de Melhoria Contínua.

212

10.3 Capacitação, educação e conscientização

Capacitação, educação e conscientização devem ser continuamente promovidas de modo a reforçar o

comprometimento da força de trabalho com o desempenho em Segurança, meio ambiente e saúde.

Requisitos

Comprometimento explícito da gerência com a política e valores de SMS, de modo a

sensibilizar a força de trabalho para seu cumprimento.

Levantamento de necessidades e implementação, em todos os níveis, de programas de

capacitação, educação e conscientização em SMS.

Implementação de programas que estimulem a adoção de comportamentos seguros,

saudáveis e de respeito ao meio ambiente, dentro e fora da empresa.

Avaliação periódica da capacitação da força de trabalho com relação às exigências de SMS.

Implementação de mecanismos que promovam a melhoria constante da capacitação da força

de trabalho.

Objetivo:

Ao final dessa aula, os participantes deverão ter adquirido conhecimentos básicos sobre os assuntos

envolvendo S.M.S. (Segurança, Meio Ambiente e Saúde), além de Higiene Industrial, básico para o

dia-a-dia dos trabalhadores de Sonda de Perfuração, bem como, noções de TRABALHOS EM

DIFERENÇA DE NÍVEL (Trabalho em Altura na sonda).

10.3.1 S.M.S. – Segurança, Meio Ambiente e Saúde.

Conjunto de ações permanentes e continuas que visam prevenir, reduzir ou eliminar perdas ou danos

pessoais, materiais ou ambientais advindas de eventos acidentais ou condições adversas nos

processos, instalações, produtos e serviços.

10.4 Segurança do trabalho

É um estado de convivência pacífica e produtiva dos componentes de trabalho (Recursos Humanos,

Materiais, Meio Ambiente, etc.), uma vez que, Segurança é responsabilidade de todos.

“Não há serviço tão IMPORTANTE, nem trabalho tão URGENTE que não possa ser feito com

SEGURANÇA!”

Ou seja, segurança do trabalho para todos, todos os dias, o tempo todo...

213

Só assim, podemos voltar para nossas casas da mesma maneira que chegamos no início da jornada

de trabalho, sem sofrer nenhuma lesão.

10.5 Ferramentas Prevencionistas

O trabalhador independentemente do serviço ou da tarefa que ele desenvolva, está diretamente

exposto aos RISCOS e aos PERIGOS inerentes a sua execução.

Exemplo - No circo, dentre as várias atividades existe uma que geralmente não aparece para os

expectadores: o tratador de leão. No entanto, alguém tem que cuidar do animal. Essa atividade é

ARRISCADA ou PERIGOSA?

O leão, por definição é um animal selvagem que necessita de cuidados especiais e respeito para que

se possa realizar essa atividade com SEGURANÇA.

A tarefa para ser realizada com segurança, necessita que o trabalhador siga todas as orientações,

recomendações para que nada aconteça de errado.

O tratador do leão, antes de adentrar a jaula do animal, decide por em prática alguns procedimentos e

orientações, que garantem que o trabalho seja feito com segurança;

Em outro exemplo, outro trabalhador, não tem a mesma preocupação em por em prática os

procedimentos de segurança recomendados, antes de adentrar a jaula do leão, o que logicamente,

não terá as mesmas condições de segurança.

Nas situações acima, o PERIGO existente, é o mesmo (alimentar o leão, com possibilidade de ser

devorado), onde na primeira situação o RISCO é baixo e no outro exemplo, o risco de acidente é

ALTO.

Quando executamos alguma tarefa, seja ela qual for, necessitamos de ajuda, e essa ajuda muitas

vezes aparece na forma de FERRAMENTAS, desde que sejam adequadas.

214

10.5.1 Exemplo de Ferramentas Prevencionistas:

STOP;

AUDITORIA COMPORTAMENTAL

GESTÃO DE MUDANÇA – Guia de Identificação de Mudança e Formulário

Análise de Mudança (GIM e FAM);

P T (Permissão para Trabalho);

ALNALÍSE DE PRÉ TAREFA;

ANALÍSE SIMPLIFICADA DE RISCO;

REUNIÕES DE DDS (Diálogo Diário de Segura);

P G E (Programa de Ginástica na Empresa;

REGISTRO DE QUASE ACIDENTES;

INVESTIGAÇÃO DE ACIDENTES E DIVULGAÇÃO DAS SUAS CAUSAS;

INSPEÇÃOES PROGRAMADAS;

SIMULADOS;

SINALIZAÇÃO INDUSTRIAL ETC.

Todas essas ferramentas têm como objetivo reduzir ou eliminar os acidentes na atividade de

SONDAS.

O gráfico abaixo mostra a evolução ao longo dos anos dos acidentes ocorridos no período de 1989 a

2007 na atividade de SONDAS EM MOSSORÓ RIO GRANDE DO NORTE.

Figura 10.1 – Gráfico de evolução dos acidentes

As ferramentas acima contribuíram para o DECLÍNIO da linha do gráfico e consequentemente a

diminuição das taxas DOS INDICADORES, TFCA e TFSA, Taxa de Freqüência de Acidentes Com

Afastamento e Taxa de Freqüência de Acidentes Sem Afastamento, respectivamente.

129

71 513 1 1 0020

2242

1503527

310

0,8 00,82,4 0,9003,449,9

94,37053

89124

39

0

80

160

240

320

400

89 91 93 95 99 2001 2003 2005

QTE ACIDENTES C/ AFASTAMENTO TFCA

215

10.5.2 Princípio básico

Quando tratamos de evitar acidentes, de maneira PREVENCIONISTA, precisamos ter em primeiro

lugar, algumas crenças, do tipo:

Todos os acidentes e doenças ocupacionais podem ser evitados e os

impactos ambientais previstos e controlados.

Toda exposição em áreas operacionais e de construção pode ser

razoavelmente protegida;

A Gerência de linha tem a responsabilidade de treinar todos os funcionários

a trabalhar com segurança;

Trabalhar com segurança é uma condição de emprego;

Prevenir acidentes e ferimentos é um bom negócio.

10.6 Permissão para trabalho É uma autorização dada por escrito para a execução de qualquer trabalho de Manutenção,

Montagem, Desmontagem, Construção, Reparos ou Inspeção em equipamentos ou sistemas e que

envolva riscos de acidentes.

10.6.1 Serviços e locais obrigatórios para emissão da “P.T.”

Trabalhos em eletricidade;

Testes em linha de alta pressão ou trabalhos de reparo nessas linhas:

Cimentação, teste de absorção, testes de ESCP’s (Teste de Formação), etc.;

Reparo com oxi-acetileno ou cortes com maçarico);

Serviços de reparos em alturas superiores a 2,0 m (Serv. Elétricos, solda,

montagens);

Manuseio de fontes radioativas.

Na atividade de SONDAGEM, especificamente na operação de sondas, existem atividades que

requerem uma atenção redobrada, o que chamamos de “OPERAÇÕES CRÍTICAS NAS SONDAS DE

PERFURAÇÃO”, ou seja, são aquelas operações onde o potencial de ocorrer um acidente é alto.

216

EXEMPLO:

Manuseio com as chaves hidraúlica e flutuante;

Manipulação com cabos elétricos;

Dtm (desmontagem, transporte e montagem);

Soldagem em geral nas áreas operacionais;

Linhas pressurizadas;

Intervenção no poço – Serviços Especiais;

Operação com presença de H2S;

Movimentação de cargas suspensas;

Montagem de B. O . P ;

Montagem e teste de E.S.C.P (Equipamento de Segurança de Cabeça de Pouco);

10.7 Detecção e controle de H2s

A atividade de Perfuração de Poço de Petróleo, além do RISCO visível, existe também o RISCO

invisível, se é que podemos fazer essa distinção.

RISCO INVISÍVEL, porém perfeitamente previsível. O H2S é um dos maiores RISCOS que o Operador

de Sondas está exposto. Trabalhar na presença desse gás, que é praticamente inerente ao processo

produtivo, desde a perfuração do poço até o seu refino do petróleo. Esse gás já causou a morte de

vários Operadores, seja na sonda ou executando outra atividade na linha produtiva.

Precisamos conhecer melhor o H2S e seus efeitos e limites de tolerância:

Tabela 10.1 – Riscos do H2S

217

10.7.1 Características

Peso molecular: 34,08;

Peso específico: 1,53 g/l a 25oC;

Inflamável: sim - chama azul;

Auto ignição: a 260oC;

Limite de explosividade: 4,3 a 46%/v.ar;

Cor: incolor;

Cheiro: ovo podre;

Solubilidade: em água e álcool;

Para detectar e monitorar esse e outros tipos de gás existem instrumentos, sejam digitais ou

analógicos, que realizam esse trabalho com eficiência, basta saber interpretar suas leituras.

Os instrumentos portáteis têm como “RANGER”, de 0 a 200ppm (parte por milhão), onde os

Operadores não se expõem alem desse limite. Caso haja necessidade dessa exposição, outras

medidas deverão ser tomadas por profissionais capacitados a proteger a vida e saúde do trabalhador.

A legislação prever os limites máximos que o trabalhador pode ser expor sem causar danos a sua

saúde, bem como as medidas que resguarde a sua saúde e vida, como uso do EPI (Equipamento de

Proteção Individual) adequado.

Procedimentos de Segurança recomendados para trabalho na presença do H2S:

1. Efetuar reciclagem com todo o pessoal envolvido na operação;

2. O pessoal treinado deve ser identificado;

3. Checagem geral dos equipamentos de apoio para a operação;

4. Desenvolver análise dos trabalhos com a equipe, considerando os tópicos da pré-tarefa;

5. Afastar todos os não envolvidos com a operação da área da locação;

6. conjuntos autônomos de ar devem estar dispostos em locais diferentes, à saber: na sala do

encarregado ou em outro local estratégico;

7. Orientar o pessoal para o seu posicionamento na plataforma durante operação, considerando

a posição do vento;

8. Definir com a equipe a rota de fuga a ser seguida no caso de emergências;

9. Os envolvidos na operação deverão portar máscara de fuga;

10. Definir claramente os procedimentos para acendimento do queimador;

11. Durante a operação, a área de acesso a locação deve ser sinalizada com cavaletes e placas

de advertência, alertando sobre a existência de h2S na sonda;

218

10.7.2 Equipamentos de segurança necessário para trabalhar Com H2s

Conjunto autônomo de ar;

Máscara de fuga;

Monitorador individual de H2S com alarme;

Bomba para amostragem de atmosfera com tubos reagentes;

Máscara facial com filtro B 900 (05);

Obs.: Os envolvidos na operação, devem conhecer os recursos de segurança e de primeiros

socorros disponíveis na sonda, bem como sua localização e funcionamento.

10.7.3 Conteúdo mínimo a ser reciclado com o pessoal antes da

operação

1. H2S, o que é, local que podem ser encontrados na SC;

2. Características do H2S, vias de penetração no organismo e eliminação;

3. Procedimentos de segurança para os trabalhos com H2S;

4. Procedimentos em casos de emergência;

5. Equipamentos de proteção individual;

6. Equipamentos de detecção e monitoramento;

7. Rotas de fuga, considerando sempre a posição dos ventos dominantes;

8. Recursos existentes na SC para primeiros socorros e resgate;

9. Primeiros socorros para vítimas do H2S;

10. Posicionamento de contratados e terceiros durante as operações com H2S;

10.7.4 Treinamento obrigatório

Independente de já ter sido treinado, antes das operações que envolvam riscos com H2S todos os

empregados da sonda deverão passar por “breifing”.

219

10.8 Ambiente confinado

Definição:

“Espaço Confinado é qualquer área ou ambiente não projetado para ocupação humana contínua, que

possua meios limitados de entrada e saída, cuja ventilação existente é insuficiente para remover

contaminantes ou onde possa existir a deficiência ou enriquecimento de oxigênio”NR 33.

Cabe ao Empregador:

a) indicar formalmente o responsável técnico pelo cumprimento desta norma;

b) identificar os espaços confinados existentes no estabelecimento;

c) identificar os riscos específicos de cada espaço confinado;

d) implementar a gestão em segurança e saúde no trabalho em espaços confinados, por medidas

técnicas de prevenção, administrativas, pessoais e de emergência e salvamento, de forma a garantir

permanentemente ambientes com condições adequadas de trabalho;

e) garantir a capacitação continuada dos trabalhadores sobre os riscos, as medidas de controle, de

emergência e salvamento em espaços confinados;

f) garantir que o acesso ao espaço confinado somente ocorra após a emissão, por escrito, da

Permissão de Entrada e Trabalho, conforme modelo constante no anexo II desta NR;

g) fornecer às empresas contratadas informações sobre os riscos nas áreas onde desenvolverão suas

atividades e exigir a capacitação de seus trabalhadores;

h) acompanhar a implementação das medidas de segurança e saúde dos trabalhadores das

empresas contratadas provendo os meios e condições para que eles possam atuar em conformidade

com esta NR;

i) interromper todo e qualquer tipo de trabalho em caso de suspeição de condição de risco grave e

iminente, procedendo ao imediato abandono do local;

j) garantir informações atualizadas sobre os riscos e medidas de controle antes de cada acesso aos

espaços confinados.

10.8.1 Cabe aos trabalhadores

a) colaborar com a empresa no cumprimento desta NR;

b) utilizar adequadamente os meios e equipamentos fornecidos pela empresa;

c) comunicar ao Vigia e ao Supervisor de Entrada as situações de risco para sua segurança e saúde

ou de terceiros, que sejam do seu conhecimento;

d) cumprir os procedimentos e orientações recebidas nos treinamentos com relação aos espaços

confinados. (NR 33)

220

10.8.2 Medidas técnicas de prevenção

a) identificar, isolar e sinalizar os espaços confinados para evitar a entrada de pessoas não

autorizadas;

b) antecipar e reconhecer os riscos nos espaços confinados;

c) proceder à avaliação e controle dos riscos físicos, químicos, biológicos, ergonômicos e

mecânicos;

d) prever a implantação de travas, bloqueios, alívio, lacre e etiquetagem;

e) implementar medidas necessárias para eliminação ou controle dos riscos atmosféricos

em espaços confinados;

f) avaliar a atmosfera nos espaços confinados, antes da entrada de trabalhadores, para

verificar se o seu interior é seguro;

g) manter condições atmosféricas aceitáveis na entrada e durante toda a realização dos

trabalhos, monitorando, ventilando, purgando, lavando ou inertizando o espaço

confinado;

h) monitorar continuamente a atmosfera nos espaços confinados nas áreas onde os

trabalhadores autorizados estiverem desempenhando as suas tarefas, para verificar se

as condições de acesso e permanência são seguras;

i) proibir a ventilação com oxigênio puro;

j) testar os equipamentos de medição antes de cada utilização;

k) utilizar equipamento de leitura direta, intrinsecamente seguro, provido de alarme,

calibrado e protegido contra emissões eletromagnéticas ou interferências de

radiofreqüência.(NR 33).

Essa condição especial de trabalho, boa parte dos trabalhadores não têm conhecimento dos RISCOS

existentes.

Todo trabalho com essa característica, deve ser adequadamente sinalizado, identificado, isolado e os

Operadores devidamente treinados.

O trabalho só deve ser iniciado após a tomada de algumas medidas, por pessoal devidamente

capacitado, que visa conhecer a atmosfera no interior do ambiente, fazendo uso de instrumentos.

Deve ser realizada uma inspeção rigorosa do local, preferencialmente com a presença do técnico de

SMS, avaliando as condições gerais do local, e em especial, para verificar a iluminação, as condições

de suprimento de ar e os EPIs NECESSÁRIOS e ADEQUADOS,que servirão de subsídio para o

preenchimentos de uma PT (Permissão para Trabalho).

Nas SONDAS, existem ambientes com tais características, como por exemplo, o TANQUE DE

FLUIDOS.

221

10.8.3 Cuidados indispensáveis para trabalhos em ambientes confinados

1. concentração de oxigênio;

2. gases e vapores inflamáveis;

3. contaminantes do ar potencialmente perigosos.

O trabalho EM AMBIENTES CONFINADOS, faz parte de uma matéria chamada HIGIENE DO

TRABALHO, que nos orienta como devemos nos proteger dos RISCOS existentes.

Os RISCOS passam pela PROTEÇÀO RESPIRATÓRIA, onde a MANUTENÇÃO, INSPEÇÃO e

GUARDA dos Equipamentos, lhe garante CONFIABILIDADE na proteção da sua vida e saúde.

O programa de manutenção dos equipamentos deve incluir os itens:

a) limpeza e higienização;

b) inspeção de defeitos;

c) manutenção e reparos:

d) guarda.

10.9 Higiene ocupacional

Conceitos Básicos:

É a ciência e arte que se dedica a reconhecer, avaliar e controlar os riscos ambientais (químico, físico

e biológico) que podem ocasionar alteração na saúde, conforto ou eficiência do trabalhador.

Essa definição mostra como a HIGIENE atua sobre os fatores ambientais.

O objetivo é a prevenção das doenças profissionais ou ocupacionais.

222

10.9.1 Conceito de higiene - OIT

A ciência e arte dedicada à antecipar, reconhecer, avaliar e controlar os riscos ambientais que

venham a existir no ambiente de trabalho, tendo em consideração a proteção do meio ambiente e dos

recursos naturais.

Antecipar/Reconhecer identificar os fatores ambientais que podem influir sobre a saúde dos

trabalhadores, o que implica num conhecimento profundo dos produtos, métodos de trabalho,

processos de produção e instalações industriais (Avaliação Qualitativa).

Avaliar quantitativamente os riscos a curto e longo prazo através de medições das concentrações dos

contaminantes ou das intensidades dos agentes físicos e comparar esses valores com os limites de

tolerância. Para isso será necessário aplicar técnicas de amostragem e análises das amostras em

laboratórios competentes ou efetuar medições com aparelhos de leitura direta.

Controlar os riscos, de acordo com os dados obtidos nas fases anteriores. As medidas de controle

serão efetuadas de acordo com a aplicação do método; baseados em procedimentos de engenharia,

respeitadas as limitações do processo e recursos econômicos.

Avaliações da exposição dos empregados são úteis na diagnose das doenças ocupacionais, ou

podem indicar áreas para supervisão médica.

Os dados de monitoramento biológico podem revelar tendências de exposição antes dos sintomas

das enfermidades.

Embora o controle médico nunca deve ser utilizado como método primário (principal) de avaliação da

exposição dos empregados, pode ser uma ferramenta suplementar para

avaliar a efetividade de um programa de controle envolvendo engenharia ou outras técnicas de

controle e/ou controles de proteção pessoal.

10.9.2 Avaliação em higiene do trabalho

“É O PROCESSO DE TOMADA DE DECISÕES QUE RESULTA EM UMA OPINIÃO ACERCA DO

GRAU DE PERIGO PARA A SAÚDE, PROVENIENTE DE UM AGENTE AGRESSIVO PRODUZIDO

EM SITUAÇÕES LABORAIS”(Manual de Higiene Industrial / MAPFRE)

Medir um agente é distinto de avaliar a exposição (de alguém) ao agente.

223

EXEMPLO DE AGENTES:

AGENTES QUÍMICOS

Aerodispersóides;

Gases;

Vapores;

AGENTES FÍSICOS

Ruído;

Interações Térmicas – Calor / Frio;

Vibrações;

Pressões Anormais;

Radiações Eletromagnéticas;

Ionizantes;

Radiação ou partículas Alfa, Beta;

Radiação gama;

Raios X;

Nêutrons;

10.9.3 Fatores que determinam a ocorrências de doenças ocupacionais

a riscos ambientais

Natureza do Agente

Tempo de Exposição

Concentração / Intensidade do agente no ambiente de trabalho

Susceptibilidade individual.

224

10.10 Agentes químicos

GASES: Substâncias que estão no estado gasoso (T=25°C e P= 760 mm Hg). Não tem forma nem

volume e tendem a se expandir indefinidamente.

VAPORES: Fase gasosa de uma substância que a 25ºC e 760 mm Hg e líquida ou sólida. A

concentração de vapores, a uma temperatura determinada, não pode aumentar indefinidamente.

POEIRAS: partículas sólidas produzidas por ruptura mecânica de sólidos;

FUMOS: partículas sólidas produzidas por condensação ou oxidação de vapores e substâncias que

são sólidas à temperatura normal;

NÉVOAS: partículas líquidas produzidas por rupturas mecânica de líquidos;

NEBLINAS: partículas líquidas produzidas por condensação de vapores de substâncias que são

líquidas à temperatura normal;

10.10.1 Vias de ingresso no organismo

VIA RESPIRATÓRIA: se entende como tal o sistema formado por: nariz, boca, laringe, brônquios e

alvéolos pulmonares.

É a via de ingresso mais importante para a maioria dos contaminantes químicos. Qualquer substância

em suspensão no ar pode ser inalada, mas somente as partículas que possuem tamanho adequado

chegarão aos alvéolos.

A quantidade total de contaminante absorvida por via respiratória é função da concentração no

mbiente, do tempo de exposição e da ventilação pulmonar.

VIA DÉRMICA: compreende toda a superfície que envolve o corpo humano. Nem todas as

substâncias podem penetrar através da pele, já que para algumas a pele é impermeável.

225

10.11 Atmosfera explosiva

Outra matéria que faz parte dos RISCOS “invisíveis”, porém previsível, é a ATMOSFERA

EXPLOSIVA. Esse assunto também não é do domínio da classe dos operadores da sonda. No

entanto, a falta de conhecimento no assunto pode levar a morte do trabalhador.

10.11.1 Definições

“Área Classificada (devido a atmosferas explosivas de gás): Área na qual uma atmosfera explosiva de

gás está presente ou na qual é provável sua ocorrência a ponto de exigir precauções especiais para a

construção, instalação e utilização de equipamento elétrico.”[16 A].

“Atmosfera Explosiva de gás: Mistura com ar, sob condições atmosféricas, de substâncias inflamáveis

na forma de gás, vapor ou névoa, na qual, após a ignição, a combustão se propaga através da

mistura não consumida.” [16 A].

Para que a CLASSIFICAÇÃO seja identificada, no local de trabalho, se faz necessário que as áreas

sejam MAPEADAS identificando e limitando, além de determinar os equipamentos adequados para

aquelas áreas, através de um PLANO DE CLASSIFICAÇÃO, feito pessoal ou empresa CAPACITADA,

preferencialmente por equipe multidisciplinar.

O Plano de Área classificada é construído a partir do levantamento e mapeamento individual de cada

equipamento com seus periféricos que seja considerado com fonte de risco. Esses equipamentos são

representados sobre o desenho de arranho geral da unidade com os respectivos contornos de área

de risco (forma e dimensões), formando assim, um mapa de risco de presença de mistura inflamável

na instalação.

As áreas são classificadas em ZONAS, conforme a probabilidade de ocorrência dessa mistura

explosiva em:

CONTINUAMENTE PRESENTE = Zona 0 (zero);

Onde uma mistura explosiva ar/gás está continuamente presente por longos períodos. (ex.: interior de

vaso separador, superfície de líquido inflamável em tanques, etc.);

FREQUENTIMENTE PRESENTE = Zona 1;

226

Onde é provável ocorrer uma mistura explosiva ar/gás, durante operação normal. (ex.: sala de

peneiras de lama, sala de tanques de lama, Mesa Rotativa, respiro de equipamento de processo, etc);

ACIDENTALMENTE FREQUENTE = Zona 2;

Onde é pouco provável ocorrer uma mistura explosiva ar/gás, em condições normais de

operação ou caso ocorra, será por um breve período de tempo. (ex.: válvulas, flanges, e acessórios

de tubulação para líquidos ou gases inflamáveis).

NOTAS:

1. A Zona 2 é uma área de menor risco ou de menor classificação em relação à Zona 1.

2. A Zona 1 é uma área de menor risco ou de menor classificação em relação à Zona 0.

10.12 EPI – Equipamento de Proteção Individual

As operações de SONDA não podem ser comparadas as demais atividades, onde o potencial

existente nas operações é muito alto.

Então, para que essas atividades sejam realizadas com maior segurança, temos que nos preocupar

também com os EPIs( Equipamento de Proteção Individual), utilizados pelos funcionários da

SONDAGEM, buscando uma melhor proteção à saúde e à vida.

Portanto, as atividades desenvolvidas em uma sonda, variam de trabalho em terra firme, em ambiente

confinado, em altura entre outros.

Por isso, é importante que os EPIs ( Equipamento de Proteção Individual), sejam de boa qualidade e

sejam utilizados de forma correta.

Exemplo de EPI usado na atividade do TORRISTA:

Cabo trava-quedas;

Trava-quedas;

Cinto abdominal;

Cinto tipo paraquedista;

Conjunto de talabartes reguláveis;

Cabo retrátil;

Além dos epi’s tradicionais;

227

10.12.1 Trabalhos em diferença de nível

O trabalho desenvolvido pelos Operadores de Sondas, em particular o TORRISTA, necessita que

esse trabalho seja feito por operadores capacitados e o uso de EPIs( Equipamento de Proteção

Individual), de boa qualidade.

Conhecimentos e experiências adquiridos na prevenção de acidentes em trabalho em altura, o EPI

(Equipamento de Proteção Individual), e o TREINAMENTO adequados visam impedir a queda do

operador, além de ser requisito para trabalhos em sondas de perfuração e produção.

Para isso, foram adquirido os mais modernos equipamentos para Trabalho em Altura, construído um

Centro de Treinamento, simulando as operações do TORRISTA, além dos melhores Equipamentos de

Proteção Individual, utilizado na atividade de petróleo.

10.12.2 Equipamentos necessários para trabalhos em desnível

Cinto de segurança tipo PARAQUEDISTA;

Cinto de segurança tipo ABDOMINAL;

Talabarte em Y;

Talabarte simples;

EPCs (equipamento de proteção coletiva)

Trava-quedas;

Cabo retrátil;

“Amigo”

“Geronimo” (a escrita do equipamento é com “g” mesmo).

10.12.3 Como escolher o cinto correto para um determinado serviço

Algumas considerações devem ser feitas antes da escolha do equipamento adequado, principalmente

para trabalhos em altura.

Existem vários tipos e modelos de cintos de segurança. Cinto com diversos pontos de fixação.

As principais causas de quedas, passar pela PERDA DE EQUILÍBRIO (escorregão, uso do epi

inadequado) em conjunto com a FALTA DE PROTEÇÃO.

228

10.12.4 Levar em consideração

1. Tipo do trabalho:

2. Local onde será realizado o serviço:

3. Tempo estimado.

BOAS PRÁTICAS: Planejar para executar o que for possível, ao nível do chão.

IMPORTANTE: Para trabalhos em altura, seja na TORRE DA SONDA ou em outro local QUE

ENVOLVA RISCO DE QUEDA, quando possível utilizar mais de um ponto

de fixação.

10.12.5 Qual o tipo de cinto de segurança que devo usar para trabalhos

em diferença de nível

CINTO TIPO PARAQUEDISTA:

Cinto para posicionamento no trabalho e proteção contra queda podendo ser

utilizado desde trabalhos em altura até resgates técnicos em altura.

10.12.6 Os pontos que se deve inspecionar no cinto de segurança, ante

de cada subida.

Costuras;

Cortes ao logo das fitas;

Pontos de fixação (argolas, fivelas).

As inspeções dos EPIs, em especial os utilizados em trabalhos em altura, necessita de cuidados,

umas vez que, os cintos são expostos a uma agressividade é muito grande.

A inspeção feita em um cinto de segurança que tenha 03 (três) pontos partidos na mesma costura

(passo), está tecnicamente reprovado, bem como os pontos de fixação (argolas) queimadas por

soldas.

229

10.12.7 Cinto para trabalhos posicionados

• Esse tipo de cinto é ideal para trabalhos que não exija deslocamento durante sua execução.

Onde o trabalhador fica fixo em um determinado ponto.

EXEMPLO DE APLICAÇÃO:

• Tanques de fluidos, bombas de fluido, geradores etc.

LEMBRE-SE:

1. Tipo do trabalho;

2. Local onde será realizado o serviço;

3. Tempo estimado.

BOAS PRÁTICAS:

Planejar para executar o que for possível, ao nível do chão.

São perguntas que devem sempre ser feitas.

TALABARTE “Y”.

Para deslocamento de ponto para ponto, o cinto ideal é o tipo

PARAQUEDISTA, com o uso em conjunto do TALABARTE TIPO “Y”.

EXEMPLO DE APLICAÇÃO:

Torre da sonda, durante a subida ou deslocamento no mastro.

230

TALABARTE SIMPLES.

TALABARTE para trabalhos que não exija deslocamento.

Ideal para uso em conjunto c/CINTO ABDOMINAL.

EXEMPLO DE APLICAÇÃO: Para baixas alturas, tanques de fluidos, bombas

de fluido, geradores etc.

10.12.8 O que é um EPC?

Todo equipamento destinado à proteção da saúde coletiva dos trabalhadores

envolvidos ou não com O TRABALHO.

10.12.9 Trava-quedas e seus componentes

DEFINIÇÃO :

É utilizado em instalações permanentes (escadas tipo marinheiro), tem como

finalidade evitar que o trabalhador caia.

APLICAÇÃO :

É instalado nas escadas do mastro da sonda, para ter acesso à mesa do torrista e ao

bloco de coroamento.

10.12.10 Os cuidados com trava-quedas

ntes de cada subida, seja no mastro da sonda ou em outro local, o operador deve:

Aparência Geral:

Verificar visualmente o estado geral do trava-queda;

Rebites frouxos;

Peças gastas, tortas ou de aparência duvidosa.

Inspeção no trava-queda, ante do uso.

231

Limpeza:

Graxas;

Sujeiras

Nota: Lavar o equipamento com solvente

10.12.11 Composição do conjunto trava-quedas

1. Trava-quedas;

2. Extensão de correntes;

3. Mosquetões;

4. Cabo de aço;

5. Clipes de segurança, compatível com o diâmetro do cabo;

6. Esticador .

10.12.12 Antes de utilizar o trava-quedas

• Verificar o estado geral do equipamento;

• Verificar a fixação do cabo de aço;

• Conectar o mosquetão ao cinto tipo paraquedista e começa a subida.

10.12.13 O que você têm que saber sobre cabo de aço

Seguir orientações do FABRICANTE;

Dimensão é sua constituição;

1. Dimesão do cabo de aço :

( 8mm );

2. Constituição do cabo de aço:

( 6 x 19 ),

6 = NÚMERO DE PERNAS;

19 = QUANTIDADE DE ARAMES QUE TEM CADA PERNA.

232

10.12.14 Forma correta de medir o cabo de aço

O diâmetro do cabo de aço é aquele da sua circunferência máxima, conforme a figura.

10.12.15 Os cuidados com o cabo de aço

Graxas;

Sujeiras;

Morsa etc.

Conservação:

Deve ser enrolado e desenrolado corretamente.

10.12.16 Fixação do cabo trava-quedas

1. Deve ser feita na parte central do mastro da sonda;

2. Manter o cabo de aço devidamente tencionado;

3. Utilizar esticadores.

10.12.17 Cabo retrátil

DEFINIÇÃO:

É utilizado para deslocamento.

EXEMPLO DE APLICAÇÃO:

É instalado nas escadas do mastro da sonda e na mesa do torrista.

233

10.12.18 Gerônimo (a escrita do equipamento é com “g” mesmo)

DEFINIÇÃO:

“Equipamento de fuga de emergência”, oferece o mais rápido método de descida controlada de um

mastro, torre ou qualquer estrutura alta na eventualidade de uma emergência.

EXEMPLO DE APLICAÇÃO:

É instalado na MESA DO TORRISTA, para uso em caso de emergência e saída rápida do local,

durante as manobras.

10.12.19 Os cuidados durante a instalação/ancoragem do Gerônimo

GERÔNIMO” – inspeção visual;

Cabo de aço– inspeção visual;

Bloco de ancoragem– inspeção visual;

Esticadores– inspeção visual;

Mosquetões– inspeção visual;

Manilhas– inspeção visual;

Grampos etc.

INSTALAÇÃO:

Sua segurança depende da correta instalação do Geronimo e seu cabo.

1. Comprimento do cabo requerido ;

2. Cabo de aço de 7/16 polegadas ou ½ polegada.

O CABO DE AÇO do “GERÔNIMO” deve ter DUAS VEZES A ALTURA DA MESA DO

TORRISTA.

234

10.12.20 Ancoragem do cabo do Gerônimo no chão

A sapata que prende a parte inferior do cabo deve ser capaz de suportar uma tração de no mínimo

1500 quilos. Se você está em dúvida sobre a adequação de qualquer instalação, não vacile, consulte

um Engenheiro ou Técnico de Segurança.

Os clipes que fixam as extremidades do cabo de aço, é de 9 polegadas no espaço de 23 centímetros.

10.12.21 Ancoragem superior, no mastro da sonda

Prenda a parte superior do cabo a uma perna ou viga do mastro ou torre da

sonda ;

A parte superior do Geronimo deve ficar a aproximadamente 1,5 metros acima do

piso da mesa do torrista ou passarela.

10.12.22 Forma correta de prender o cabo de aço c/clipes

Todos os U dos clipes devem estar na linha morta, a mais curta.

Todas as porcas devem estar na linha viva, a mais comprida.

10.12.23 Perguntas na montagem do Gerônimo das sondas

1. Qual cabo deve utilizar?

2. Qual o tamanho do cabo?

3. Onde fixar o cabo?

4. Como instalar o Gerônimo no cabo de aço.?

5. Como montar o Gerônimo?

6. Quem deve instalar e montar o Gerônimo?

7. Quando usar o Gerônimo?

8. Como usar o Gerônimo?

235

10.12.24 Componentes

1. Gerônimo;

2. Pino trava (trinco);

3. Contra Pino (Clipe de Grampo);

4. Parafuso;

5. Porca;

6. Tubo de extensão;

7. Assento.

10.13 Meio ambiente

10.13.1 Definições: Lei Nº. 6.938 de 31 de Agosto de 1981

Artigo 3° - Para os fins previstos nesta Lei, entende-se por:

I – Meio Ambiente: Os conjuntos de condições, Leis, influenciam e interações de ordem

física, química e biológica, que permite, abrigam e regem a vida em todas as suas formas;

10.13.2 Meio ambiente

Toda a força de trabalho da Petrobras é responsável e está comprometida com a segurança das

operações, a proteção do meio ambiente e a valorização do ser humano. Segurança, meio ambiente e

saúde são partes indissociáveis dos negócios do sistema Petrobras e o desempenho empresarial está

alinhado com o uso eficiente de energia e com o conceito de desenvolvimento sustentável.

236

10.13.3 Compromisso ambiental

Visão

A PETROBRAS será uma empresa integrada de energia com forte presença internacional e líder na

América Latina, atuando com o foco na rentabilidade e na responsabilidade social e ambiental.

Missão

Atuar de forma rentável, com responsabilidade social e ambiental, nas atividades da industria de óleo,

gás e energia, nos mercados nacional e internacional, fornecendo produtos e serviços adequados às

necessidades dos seus clientes e contribuindo para o desenvolvimento do Brasil e dos países onde

atua

Compromissos:

Adotar atitude facilitadora na articulação com as partes interessadas –

empregados, clientes, fornecedores, comunidades vizinhas, sociedade,

governo, associados e acionistas;

Assegurar que a legislação de segurança, meio ambiente e saúde, assim

como os requisitos subscritos pela empresa sejam cumpridos nas suas

operações;

Trabalhar de forma preventiva na proteção do ser humano e do meio

ambiente, identificando os riscos associados às operações e efetuando o seu

monitoramento;

Assegurar padrões elevados de segurança e saúde para todos os

trabalhadores expostos aos riscos decorrentes das atividades da Petrobrás;

Fornecer aos consumidores informações que permitam o manuseio e uso

dos produtos da Petrobras com segurança e economia de energia, ao longo

de seu ciclo de vida;

Incluir nos planos de negócios metas de segurança, meio ambiente e saúde,

comprometer-se com o seu cumprimento e com a melhoria contínua de seus

resultados;

Relatar às partes interessadas o desempenho em segurança, meio ambiente

e saúde;

Utilizar tecnologias seguras e ambientalmente adequadas e as melhores

técnicas disponíveis na concepção, operação, manutenção, modernização e

desmobilização das instalações;

237

Educar, capacitar e conscientizar os empregados para as questões de

segurança, meio ambiente e saúde, buscando também o envolvimento dos

associados, fornecedores e parceiros;

Reconhecer aqueles que para a melhoria do desempenho de segurança,

meio ambiente e saúde.

Os problemas mais graves na área de poluição dos sistemas hídricos no Brasil são:

poluição por esgotos domésticos,

poluição industrial,

poluição difusa de origem agrícola,

disposição dos recursos sólidos,

poluição acidental,

sinalização de rios e açudes,

poluição por mineração e falta de proteção dos mananciais superficiais e

subterrâneos.

Fonte: Gestão dos Recursos Naturais – Subsídios à elaboração da Agenda

21 Brasileira.

O petróleo leva milhões de anos para ser formado. Localizado nos poros das rochas, às vezes a

milhares de metros de profundidade, basta dizer que permanece dentro das jazidas, grudado nas

rochas sem poder ser recuperado, de 70 a 90% de todo o petróleo descoberto, tamanha é o grau de

complexidade e dificuldade para fazer produzir um poço.

A atividade de perfuração de poço de petróleo tem como característica na sua forma de extração a

proximidade com a natureza, aonde chega a modificar o Meio Ambiente nas intervenções com sonda

para perfura um poço de petróleo.

No entanto, se faz necessário que essas agressões (inerentes a atividade), sejam conhecidas e

mapeadas para melhor destinar as ações que visam minimizar os efeitos causados pela atividade.

Esse mapeamento é conhecido através das Planilhas de ASPECTO e IMPACTO, onde servem para

direcionar as ações.

238

10.13.4 Aspecto e impacto da atividade de sondagem

O QUE É ASPECTO?

Causa:

Perfuração de poços;

Derramamento de cascalho fora da caixa.

O QUE É IMPACTO?

Efeito:

Contaminação do solo, e das águas subterrâneas;

Lesão corporal.

Por maior cuidado que se tenha em perfuração de poços, existe o RISCO de agressão ao meio

ambiente, por causa de derramamento de óleo bruto, seja em terra ou no mar.

Para conter essa agressão, foi criada uma ferramenta de contenção chamada CDA (Centro de Defesa

Ambiental), que tem a função de recolher o agente agressor e restabelecer a normalidade.

O CDA (Centro de Defesa Ambiental), faz parte do projeto que viabiliza o reconhecimento da

EXCELÊNCIA na exploração de petróleo, bem como o PEGASO (Programa de Excelência e Gestão

Ambiental e Segurança Operacional).

10.13.5 O que é CDA?

Rapidez e eficácia no combate a emergências. A Petrobras, seguindo os mais modernos padrões

internacionais, instalou no país nove CDA’s (Centro de Defesa Ambiental), cujo objetivo é assegurar

máxima proteção a suas unidades operacionais em caso de emergência. Localizados em pontos

estratégicos de operação da empresa (ver mapa), os CDA’s cumprem uma função de apoio. Ou seja,

complementam os planos de contingência locais já existentes nos terminais, refinarias e demais

unidades de negócio e de serviço da Companhia.

O PEGASO foi criado no inicio do ano 2000 como resposta ao acidente da Baía de Guanabara. A

partir daí, a Petrobras tem registrado volumes de vazamento de óleo cada vez menores. Foram

apenas 197 m3 contra 2.619 m3 em 2001 e 5.983 m3 em 2000, o que constitui uma referencia na

indústria do petróleo. A informação consta no balanço anual da empresa, enviado aos acionistas.

239

Em 13 de maio, vazaram 16m3 de petróleo do Navio Brotas e, em 14 de setembro, menos de um

metro cúbico em decorrência de um incêndio no píer do referido terminal.

Em ambos os casos, o plano de contingência da empresa foi imediatamente acionado e, em poucos

dias, concluído o trabalho de limpeza da área.

10.13.6 Campanha

As campanhas são partes importantes, uma vez que atua diretamente na conscientização dos

operadores e consequentemente com a melhora do nível da conscientização, as lesões e as doenças

diminuem. As campanhas fazem parte do CALEDÁRIO ANUAL, inclusive calendário de VACINAÇÃO.

10.13.7 O que fazer com os Efluentes?

A Perfuração de Poços de Petróleo, temo como um dos resíduos, a geração de CASCALHO, que

antes não tinha um local definido para seu descarte. Hoje, as condições de descarte obedecem um

rigoroso controle .

O Cenpes (Centro de Pesquisa da Patrobrás) está buscando tecnologias não só para a

redução de efluentes, como também para implementar a reutilização da água, reduzindo ao máximo

seu consumo nos processos operacionais. Da mesma forma que o petróleo foi o bem estratégico do

século 20, a água será o do século 21. Consciente disso, a Petrobras está empenhada em preservar

este patrimônio precioso para o seu fim mais nobre, que é o suprimento de água para a sociedade.

10.13.8 Saúde

Para a Organização Mundial da Saúde, SAÚDE é: o completo bem estar físico, mental e social, e não

apenas a ausência de doenças.

Por isso, a SONDAGEM se insere nos cronogramas de campanhas preventivas e educacionais, para

que a qualidade de vidas dos seus funcionários melhore dentro e fora dos limites da empresa, em

conjunto com sua FAMÍLIA, buscando o BEM ESTAR FÍSICO e MENTAL.

No ambiente de trabalho, uma ferramenta muito importante na prevenção de acidentes e a danos a

saúde do trabalhador, e a ERGONOMIA.

A ERGONOMIA está presente em todo ambiente, não só de trabalho, basta olhar a nossa postura ao

sentarmos, a nossa mesa de trabalho se tem cantos arredondados, a forma e o tempo que passamos

digitando ao computador etc.

No ambiente operacional das SONDAS, a ERGONOMIA e notada em vários setores, por exemplo:

CARGAS SOBRE RODAS = Quase todas as cargas das sondas são sobre rodas, diminuído o esforço

físico e redução de acidentes durante o TRANSPORTE da sonda, de uma locação à outra;

240

ENCLAUSURAMENTO DOS GERADORES = O gerador da sonda é uma das maiores fontes

emissoras de RUÍDO. Por tanto, com o ENCLAUSURAMENTO, essa fonte de ruído foi reduzida

significativamente.

NIVELAMENTOS DOS PISOS DOS TANQUES = Os pisos dos tanques que armazenam fluidos de

perfuração, foram totalmente nivelados e utilizados chapas e tintas antiderrapantes, evitando que o

operador tenha que ficar subindo e descendo para se deslocar sobre os tanques.

ALTURA DAS VÁVULAS = A altura das válvulas de abertura e fechamento do fluxo do fluido, foi

modificada, saindo do nível do piso do tanque para a altura da cintura do operador, evitando que o

operador faça movimentos repetidos de se abaixar para abrir ou fechar a válvula.

CANTOS VIVOS = A nível de projeto estrutural, os cantos vivos já são previstos e eliminados,

evitando que as cargas ou equipamentos tenham pontos cortantes, e agudos que possam causar

lesão.

ARMAZENMENTO DA SACARIA = A sacaria química, utilizada na sonda é armazenada na casa de

material de fluido, a uma altura de 40 centímetros do piso, evitando que o operador curve de maneira

excessiva para levantar o peso.

PESO DA SACARIA = A sacaria química com os produtos de confecção do fluido, passou de 60kg

para 25kg. Minimizando os efeitos agressivos do levantamento de peso.

CINTA LOMBAR = O operadores de sonda fazem uso da CINTA LOMBAR Epi ( Equipamento de

Proteção Individual) ,que tem como finalidade manter uma postura correta.

Esses são exemplos de ERGONOMIA que ajudam a minimizar as conseqüências de uma vida

laboral, sem falar nas ações OPERACIONAIS, tais como CUNHA PNEUMÁTICA etc.

Então, sem se limitar por conceitos técnicos, ERGONOMIA é tudo aquilo que altere, modifique as

condições do AMBIENTE DE TRABALHO e adeqüe às limitações DO SER HUMANO, ou seja, do

trabalhador.

Um dos agentes mais agressivos a saúde do trabalhador é o RUÍDO, que merecer um capítulo mais

detalhado. Mesmo assim, o trabalhador de uma maneira geral, desconhece tal RISCO.

A legislação trata do tema na NR 15. No entanto, informações mínimas e básicas devem ser

conhecidas pelos OPERADORES DE SONDA:

10.13.9 Freqüências importantes

• De 20 Hz a 20.000 Hz – Faixa audível/ouvido humano;

• Menor que 20 Hz – Infra-sons/baixas freqüências;

• Maior que 20.000 Hz – Ultra/sons/alta freqüências;

• De 300 Hz a 2.000 Hz – Faixa/freqüência/voz humana;

• 4.000 Hz – Faixa a qual o ouvido humano é altamente sensível.

241

10.13.10 Limites de tolerância ruídos contínuos ou intermitentes

Tabela 10.2 - Limites de tolerância ruídos contínuos ou intermitentes

NÍVEL DE RUÍDO DIÁRIO MÁXIMA EXPOSIÇÃO DB (A) PERMITIDA

85 12 horas

85 8 horas

90 4 horas

95 2 horas

100 1 hora

104 35 minutos

108 20 minutos

110 15 minutos

112 10 minutos

115 7 minutos

10.13.11 Conseqüência do ruído para a saúde do trabalhador

Surdez temporária;

Redução da capacidade auditiva;

Surdez permanente;

Nervosismo / irritabilidade;

Aumento da pressão sanguínea;

Contrações musculares;

Gastrites / úlceras;

Fadiga excessiva;

Alterações enstruais;

“Impotência sexual”;

Stress;

Morte (por infarto).

242

10.13.12 Programa de controle auditivo

Medição dos níveis de pressão sonora (N.P.S.);

Treinamento e conscientização;

Proteção auditiva individual;

Programa / audiometria / dosimetria;

Programa de sinalização;

Medidas administrativas;

Medidas de engenharia.

10.13.13 Por quanto tempo devo usar meu protetor auricular na jornada de trabalho?

EXEMPLO: Mecânico / jornada 8 horas – Ambiente com ruídos (N.P.S.) de 100 dB (A):

Protetor auricular com atenuação média de “20 dB (A)”

• Se não retirar o protetor “nenhuma vez”, podemos afirmar que chegarão ao

“ouvido” do trabalhador “80 dB (A)”, nível abaixo do limite de tolerância que é

de “85 dB (A)”:

100 dB (A) – 20 dB (A) = 80 dB (A)

10.13.14 Mandamentos dos protetores auriculares

Deve haver no início “2” tipos (tampão e concha) a disposição;

O uso de cada tipo deve considerar: Ambiente e tipo de trabalho e a

adaptação do funcionário;

Cuidado com a higiene!; (Pessoal e do protetor).

Use-os em conjunto com outros EPI’s, todos são importantes, não despreze

nem um, nem outro!;

Verifique a necessidade de uso simultâneo dos 2 tipos de protetores (NPS

alto, uso de óculos);

Não se exponha continuamente a ruídos acima de 115 dB (A), mesmo

usando protetores auriculares;

Verifique sempre o estado de conservação do protetor, substitua-o quando

necessário;

Usar adequadamente, bem ajustado ou inserido, reajustar durante o uso;

243

Use o protetor o “tempo todo” em que estiver exposto a níveis de ruído acima

de “82” dB (A);

O melhor protetor é aquele que é usado por você: adequadamente e o tempo

todo de exposição.

10.13.15 Riscos ambientais e mapas de risco

Os riscos existentes no local de trabalho, geralmente não são percebidos pela maioria dos

trabalhadores. No entanto, existe uma FERRAMENTA adequada para mostrar a localização desses

RISCOS e intensidade, através da representação gráfica onde se identifica cada situação que possa

causar danos a vida e a saúde dos trabalhadores.

Essa representação gráfica pode ser um desenho simplificado da área de trabalho, onde são

plotados, através de círculos de tamanhos PEQUENOS, MÉDIOS e GRANDES identificando a

intensidade do RISCO.

Os RISCOS AMBIENTAIS são: Físico, Químico, Biológico, Acidente e Ergonômico que são

representados pelas cores: Verde, Vermelho, Marrom, Azul e Amarelo respectivamente.

Essa ferramenta é tratada na NR 5.

244

11. PERCEPÇÃO DE RISCO

11.1 Introdução

O homem é o primeiro ser que conquistou certa liberdade de movimentos em face da natureza.

Através dos instintos e das forças naturais em geral, a natureza dita aos animais o comportamento

que eles devem ter para sobreviver. O homem entretanto, graças ao seu trabalho, conseguiu dominar

em parte, as forças da natureza, colocando-as a seu serviço.

Marx.

11.2 Percepção de risco

Partindo do entendimento de que o Comportamento Seguro é definido por “identificar e controlar

riscos...”, a Percepção de Risco tem um importante papel à prevenção dos acidentes de trabalho.

A percepção de risco diz respeito à capacidade da pessoa em identificar a freqüência na qual está

exposta a situações ou condições de trabalho que possam causar dano (perigos) e reconhecer os

riscos que este oferece, não só na sua atividade imediata, mas também em todo o contexto de

trabalho. Olhar sempre para a freqüência e deixar a probabilidade de lado neste momento, possui

uma justificativa importante como é possível perceber no exemplo que segue:

Exemplo prático: um profissional que trabalha numa fábrica de explosivos e que, durante sua rotina,

vai poucas vezes à área industrial, mantendo-se 95% do tempo no escritório. É de praxe ele não

acreditar que possa ocorrer algo negativo, visto o pouco tempo que ele fica exposto ao risco – isso é

probabilidade. Entretanto, ele trabalha do lado de dentro dos portões de uma indústria diariamente.

Pode-se afirmar que este trabalhador tem menor chance de sofrer um acidente de que outros que

rotineiramente trabalham na área industrial?

Logicamente, responder esta questão não é tão simples como parece. Afinal existem outras variáveis

importantes que não estão sendo levadas em conta nesta análise, por exemplo: nível de saúde,

estado emocional, conhecimento técnico e operacional de ambos, capacidade de reconhecer os

riscos existentes, bem como a própria atitude deles neste ambiente. Assim, olhar apenas a

probabilidade decorrente do tempo de exposição distorce, muitas vezes, a nossa percepção.

Por meio do mapeamento da Percepção de Risco dos trabalhadores é possível mensurar a

capacidade dos trabalhadores em identificar os perigos e riscos.

245

Na prática, é a atividade do caldeireiro na metalurgia, do engenheiro que atua na petroquímica, do

médico do trabalho que atua na indústria. Ou seja, neste mapeamento é considerado não apenas a

atividade-fim do profissional, mas todo o entorno que compõe cenário no qual o trabalho ocorre.

11.3 Desvios, incidentes e acidentes.

Desvios: é todo ato ou condição que não obedece às normas, procedimentos e padrões pré-

estabelecidos.

Incidentes: é qualquer evento ou fato negativo com potencial para provocar perdas

Acidentes: é um evento inesperado que resulta em perdas, lesão com afastamento de dias de

trabalho, vazamentos, etc.

Figura 11.1 - Gráfico

246

11.4 Risco x perigo Perigo

É uma situação que prenuncia um acontecimento que pode causar um mal (um acidente/incidente)

Risco

É a multiplicação da gravidade de um efeito pela freqüência de uma causa.

Risco x perigo

Risco é algo potencial e perigo é algo iminente.

Evento perigoso

É a única intersecção entre o risco e o perigo.

Figura 11.2 – Risco X perigo

11.5 Comportamento seguro

Para que um trabalho seja executado com a devida segurança, deve ser precedido de uma análise de

risco – APR para que as medidas de prevenção sejam estabelecidas.

Assim como o empregador tem as suas obrigações legais, o profissional também tem as suas, que

são: conhecer, observar e colaborar com o cumprimento dos procedimentos de SMS, e ter

conhecimento de que o não cumprimento desses procedimentos, além de poder gerar acidentes pode

gerar medidas administrativas.

Entre as obrigações dos trabalhadores está a responsabilidade de usar o Equipamento de Proteção

Individual – EPI.

247

Os trabalhadores devem ter atenção especial no uso das ferramentas, pois estas devem estar em

perfeito estado de conservação e limpeza, e não devem ser usadas de forma incorretas, improvisadas

ou quando apresentarem defeitos.

É importante destacar que o profissional consciente de suas obrigações não deve realizar nenhuma

tarefa que exija permissão para trabalho sem antes ler e entender seu conteúdo. Deve ainda auxiliar

na identificação dos desvios e informar imediatamente os riscos que não estão corretamente

controlados.

Figura 11.3 – Análise de risco

11.6 Como ocorrem os acidentes de trabalho

A teoria de que acidente é fruto de Atos e Condições Inseguras já não é abordada como conceito

definitivo. Um acidente deriva de uma sucessão de falhas e/ou quebra de barreiras que por sua vez

materializa o evento indesejável (Acidente).

248

11.7 Fatores contribuintes

Vamos identificá-los?

11.7.1 Alertas de segurança

Como uma importante ferramenta para aprendizado de segurança, vem colaborando de forma a

divulgar acontecimentos indesejáveis com o objetivo de evitar a reincidência por causas comuns, os

alertas de segurança tem se tornado um importante contribuinte nas diversas atividades laborais

evitando a ocorrência de novos acidentes.

Figura 11.4 – Alertas de segurança

11.7.2 Execução segura das atividades

Conforme determina a legislação, o empregador tem obrigação de informar aos seus empregados

quanto aos riscos que os mesmos estão expostos, como também a forma para execução segura de

sua atividade.

249

A capacitação, ferramentas adequadas, equipamentos de segurança, ordens de serviço e permissão

de trabalho são alguns exemplos de contribuintes para que o trabalho seja executado de forma

adequada e segura.

11.7.3 Equipamento de Proteção Individual – EPI

É todo dispositivo de uso individual, destinado a preservar e proteger a integridade física do

trabalhador.

TIPOS DE PROTEÇÃO INDIVIDUAL:

• PROTEÇÃO PARA A CABEÇA E FACE

• PROTEÇÃO PARA OS MEMBROS SUPERIORES

• PROTEÇÃO PARA OS MEMBROS INFERIORES

• PROTEÇÃO CONTRA QUEDAS COM DIFERENÇA DE

• NÍVEIS

• PROTEÇÃO AUDITIVA

• PROTEÇÃO RESPIRATÓRIA

• PROTEÇÃO DO TRONCO

• PROTEÇÃO DO CORPO INTEIRO

• PROTEÇÃO DA PELE

Figura 11.5 – Equipamento de Proteção Individual - EPI

250

11.7.4 Certificado de Aprovação - C. A.

É o registro no ministério do trabalho, autorizando a comercialização dos EPI’s.

O CERTIFICADO DE APROVAÇÃO – C.A. é entregue conforme os resultados de laudos de ensaios

realizados no EPI em instituições credenciadas pelo Ministério do Trabalho e Emprego.

Cabe ao:

EMPREGADOR

ADQUIRIR O TIPO ADEQUADO À ATIVIDADE DO EMPREGADO

FORNECER AO EMPREGADO SOMENTE EPI APROVADO PELO Mtb

TREINAR O TRABALHADOR SOBRE O SEU USOA DEQUADO

TORNAR OBRIGATÓRIO O SEU USO

SUBSTITUÍ-LO QUANDO DANIFICADO OU EXTRAVIADO

RESPONSABILIZAR-SE PELA SUA HIGIENIZAÇÃO E MANUTENÇÃO PERIÓDICA

COMUNICAR AO Mte, QUALQUER IRREGULARIDADE OBSERVADA NO EPI ADQUIRIDO.

EMPREGADO:

USÁ-LO APENAS PARA A FINALIDADE A QUE SE DESTINA

RESPONSABILIZAR-SE POR SUA GUARDA E CONSERVAÇÃO

COMUNICAR AO EMPREGADOR QUALQUER ALTERAÇÃO QUE O TORNE IMPRÓPRIO

PARA O USO.

FABRICANTE:

COMERCIALIZAR SOMENTE O EPI PORTADOR DE CERTIFICADO DE APROVAÇÃO -

C.A.

RENOVAR O C.A. QUANDO VENCIDO O PRAZO DE VALIDADE ESTIPULADO PELO Mtb;

REQUERER NOVO C.A. QUANDO HOUVER ALTERAÇÃO DO EQUIPAMENTO

APROVADO.

251

11.7.5 Movimentação de carga

Como toda atividade o trabalho que envolve movimentação mecanizada e/ou manual de cargas deve

se ter grande atenção, essa atividade demanda um grande número de acidentes de trabalho pela

maioria das vezes em razão da exposição do trabalhador ao realizar um esforço excessivo sozinho,

como também pela entrada no raio de movimentação quando se trata de elevação mecanizada.

Figura 11.6 – Movimentação de carga

11.7.6 Cabos de aço

A inspeção em cabos de aço é de vital importância para uma vida útil adequada e segura.

Figura 11.7 – Partes de um cabo

AlmaAlma

252

11.7.7 O que inspecionar?

1. Número de arames rompidos;

2. Arames gastos por abrasão;

3. Variação no diâmetro do cabo;

4. Deformações;

5. Corrosão;

Figura 11.8 – Inspeção de cabos

11.8 Trabalho em altura Se perguntarmos a qualquer profissional de segurança qual o tipo de acidente de trabalho que mais

mata com certeza obteremos como resposta as quedas de níveis diferentes. E não nos referimos de

forma alguma apenas a realidade brasileira.

253

11.8.1 Regras gerais

1. Todo e qualquer trabalho a ser executado pela contratada e/ou prestadora de serviços sobre área produtiva, deve possuir prévia autorização da fabricação.

2. O local deverá ser sinalizado através de placas indicativas e ser feito um isolamento para prevenir acidentes com transeuntes ou pessoas que estejam trabalhando embaixo.

Ex.: Cuidado - Homens trabalhando acima desta área.

3. É obrigatório o uso do cinto de segurança, tipo pára-quedista, para trabalhos em altura superior a 2 metros.

4. O transporte do material para cima ou para baixo, deverá ser feito preferencialmente com a utilização de cordas em cestos especiais ou de forma mais adequada.

5. Materiais e ferramentas não podem ser deixados desordenadamente nos locais de trabalho sobre andaimes, plataformas ou qualquer estrutura elevada, para evitar acidentes com pessoas que estejam trabalhando ou transitando sob as mesmas.

6. As Ferramentas não podem ser transportadas em bolsos; utilizar sacolas especiais ou cintos apropriados.

7. Todo trabalho em altura deverá ser previamente autorizado pelo SESMT da empresa contratante.

8. Somente poderão trabalhar em alturas os empregados que possuírem a "Autorização para Trabalho em Alturas". Que será emitida com a apresentação de atestado médico capacitando-o para tal. Exames esses que devem conter pressão arterial e teste de equilíbrio. Estão impedidas de trabalhar em alturas pessoas com histórico de hipertensão ou epilepsia.

(fornecer junto da autorização para trabalhos em altura)

11.8.2 Recomendações para trabalho em altura

Analisar atentamente o local de trabalho, antes de iniciar o serviço. Sob forte ameaça de chuva ou ventos fortes, suspender imediatamente o serviço. Usar cinto de segurança ancorado em local adequado. É proibido arremessar material para o solo, deve ser utilizado equipamento adequado

(cordas ou cestas especiais), caso não seja possível, a área destinada para jogar o material deve ser cercada, sinalizada e com a devida autorização do SESMT da empresa Contratante.

Usar equipamento adequado (cordas ou cestas especiais) para erguer materiais e ferramentas.

Instalações elétricas provisórias devem ser realizadas exclusivamente por eletricistas autorizados.

Imobilizar a escada ou providenciar para que alguém se posicione na base para calçá-la.

Ao descer ou subir escadas, faça com calma e devagar. Não Improvisar.

254

11.8.3 Equipamentos

Figura 11.9 – Equipamentos para trabalho em altura

255

Figura 11.10 – Mastro

11.8.4 Ferramentas e equipamentos

Os pequenos e grandes acidentes geralmente acontecem da mesma maneira. Os eventos que

acabam em acidentes são os mesmos, porém os resultados são bastante diferentes. Suponhamos,

por exemplo, que um martelo esteja frouxo no cabo. Um dia um trabalhador tenta usá-lo, batendo em

um objeto sobre a bancada. A cabeça do martelo salta longe, batendo em uma parede de concreto e

caindo ao chão. Não ferindo ninguém e nem causando danos à propriedade. Porém, em uma outra

ocasião a cabeça do martelo sai do cabo e vai de encontro a uma pessoa que estava por perto,

ferindo-a seriamente.

As circunstâncias foram inicialmente as mesmas em ambos os casos, mas os resultados foram

diferentes. O que é desagradável nessa história é que nunca sabemos quando a cabeça frouxa vai

sair do cabo e ferir alguém. Assim, a inspeção de ferramentas e equipamentos se torna evidente.

Figura 11.11 – Ferramentas danificadas

256

Figura 11.12 - Limpeza

11.8.5 Limpeza e organização

Acidentes de trabalho são causados por uma série de fatores também está inclusa as nossas próprias

atitudes.

O que você faria, diante das seguintes situações abaixo?

um papel jogado no chão;

um piso molhado e escorregadio;

uma cadeira com uma de suas pernas quebrada;

uma escada ou extintor obstruído;

um carona que não coloca o cinto de segurança ao

entrar no seu carro.

Como você pode não ter sido atingido por nenhuma delas,

mas será que poderá atingir a um colega ou a você mesmo numa próxima ocasião?

Prevenção de Acidentes consiste em três fatores: conhecimento, conscientização e ação. Conhecer para prevenir, conscientizar-se dos riscos e agir para evitar.

- “Sou um trabalhador seguro”.

- “Eu sei trabalhar com segurança”.

- “Nunca vou me machucar”.

- “Meu trabalho não é perigoso”.

- “Já fiz isso milhares de vezes”.

Devemos ter uma consciência perceptiva quanto aos riscos de um ambiente desorganizado, os riscos

são inúmeros por exemplo: a obstrução de extintores em uma situação de emergência, poderá

comprometer uma ação rápida para o combate inicial a um incêndio.Os empregados devem criar uma

cultura na prevenção de acidentes.

Um fator muito importante na Prevenção de Acidentes é a manutenção do nosso local de trabalho na

mais perfeita Ordem, Organização e Limpeza, que representam a base de segurança. O trabalho será mais fácil e seguro se o ambiente estiver em ordem.

Ordem – arrumar todos os seus materiais, de maneira que quando precise seja de fácil localização.

Organização – separar os materiais importantes e eliminar/transferir os desnecessários.

Limpeza – manter tudo sempre limpo, eliminando os lixos e sujeiras.

O piso deve ser mantido limpo de qualquer substância que posa torná-lo escorregadio.

257

Enxugue imediatamente os líquidos derramados. Lembre-se que além de manter a ordem,

organização e limpeza no seu local de trabalho, as saídas de emergência e os corredores de

circulação deverão se encontrar livres.

11.8.6 Plataformas de trabalho

A plataforma de trabalho de uma sonda é onde são desenvolvidas a maioria das atividades, muitos

perigos estão presentes como, por exemplo: movimentação de equipamentos pesados, ferramentas

de torque e impacto,como também o trabalho é efetuado sobre o poço produtor. Muita atenção deve

ser dada ao desempenhar trabalhos sobre a plataforma, onde o maior número de acidentes ainda

está presente principalmente atingindo membros superiores. A equipe deve estar em sincronia e permanente comunicação, onde a tarefa executada depende do

empenho de cada membro em se policiar e policiar seu companheiro de trabalho buscando se

antecipar de forma a identificar os perigos existentes.

Figura 11.13 – Plataforma de trabalho de uma sonda

258

11.8.7 DTM

Desmontagem, Transporte e Montagem - DTM é o processo pelo qual é conhecida a mobilidade entre

locações para que sonda se estabeleça, execute sua atividade e desmonte seus equipamentos e o

monte em outro local. Os empregados devem estar com a percepção aguçada para os riscos

envolvidos nesse processo, muitos relaxam considerando que a atividade fim já foi executada e é ai

onde a porta é aberta para o evento indesejável, muitos acidentes ocorrem nessa tarefa justamente

por esse motivo.

Figura 11.14 – Transporte de risco por excesso de carga

Figura 11.15 – Equipamentos para emergências

259

11.9 Mapa de risco

Figura 11.16 – Mapa de riscos

260

11.10 Análise pré-tarefa

ANÁLISE PR É-TAR EFA

QUALQUER SERVIÇO DEVESER PRECEDIDO DE UMA “ANÁLISE PRÉ-TAREFA”

SEMPRE...

ANÁLISE PR É-TAR EFA

SEGURANÇASEGURANSEGURANÇÇAA

PENSE NA TAREFA

LEVANTE OS RISCOS

AVALIE OS RISCOS

QUAIS SÃO OS

RISCOS ?

ANÁLISE PR É-TAR EFA

IMPLEMENTE CONTROLES

FAÇA O TRABALHO C/ SEGURANÇA

TENHA FOCO NA SUA TENHA FOCO NA SUA SEGURANSEGURANÇÇA E DOS A E DOS SEUS COLEGAS DE SEUS COLEGAS DE TRABALHO.TRABALHO.

Figura 11.16 – Análise pré-tarefa

ANÁLISE PR É-TAR EFA

•SISTEMAS AFETADOS

•ACESSO SEGURO.

•O QUE PODE DAR ERRADO

•EXIGE BLOQUEIO ?

•MÉTODOS ALTERNATIVOS

•EQUIPAMENTOS VIZINHOS

PENSE NA TAREFA

ANÁLISE PR É-TAR EFA

LEVANTE OS RISCOS

1-OLHE EM CIMA

2-OLHE EM BAIXO

3-OLHE ATRÁS

4-OLHE DENTRO DE MÁQUINAS E EQUIPAMENTOS

ANÁLISE PR É-TAR EFA

AVALIE OS RISCOS

QUAIS SÃO AS CONSEQUÊNCIAS ?

1- LESÃO

2- DANOS A PROPRIEDADE

3- PARALIZAÇÃO DO PROCESSO

4- MORTE

261

BIBLIOGRAFIA 1- Reservoir Stimulation – Cortersia Schlumbeger – Edição 2000. 2- Best Pratices – Cortesia Halliburton – 1997 3. Motta, E. P Tratamentos químicos na Completação. Apostila Petrobras, Set. 1996. 4. Motta, E. P., “Estudo da acidificação de poços de gás” Comunicação técnica SECRES-17, Nov. 1995 5- Gdanski, R.D. “ AlCl3 retards HF Acid for more efficient Stimulations”, Oil & Gas J. (Oct 1985) 111 – 115. 6- Gdanski, R.D., and Peavy, M.A.: “Wells Returns Analysis Causes Re-Evaluations of HCl Theories”, Paper SPE 14825 presented at the 1986 SPE Symposium on formation Damage control, Lafayette, Feb 26-27. 7- McLeod, H.O. Jr, “Matrix acidizing to improve well performance”, SPE Acidizing Seminar, 4-8, Lafayette, LA, Fev.1996. 8 - Segurança e Medicina do Trabalho, ATLAS 9 - Fluidos de Completação, ROCHA, J.D.H, Petróleo Brasileiro S/A, Macaé-RJ, 1995. 10 - Fluidos não Aquosos, GONÇALVES, J.H, Petróleo Brasileiro S/A, Macaé-RJ, 2003. 11 - Fluido de Completação, CABRAL, F. C., Petróleo Brasileiro S/A-Ce-nor, Caflu-88, Salvador-Ba, 1988. 12 - Hydraulic Fracturing Manual, MARTIN TONY, BJ Services Company, singapura, 2005.

13 - Fraturamento Hidráulico, PAULA, JOSÉ LUIS DE & ALLI, Petróleo Brasileiro S/A, 2 ed., Salvador,

1993.

14 - Conceitos básicos de Fraturamento Hidráulico e Frac-Pack, Pedroso, C. A. Apostila Petrobrás, Macaé, 2004. 15 - Análise da Estabilidade de poços verticais em formações rochosas, Vargas, J.A.M, Tese de Mestrado, Rio de Janeiro, 1987. 16 - Fluidos de Estimulação, VIANA, C.A.R, Apostila Petróleo Brasileiro S/A, Natal, 2006.

1. CCA (Programa de controle e conservação da audição) 2. Notações do TS-III Cleuber Dias Pereira; 3. Manual de operação - Elaborado por: Geronimo Manufacturing e Traduzido e adaptado por: Cláudio Gilberto Guedes Paim Engenheiro de Petróleo Sênior - Engenheiro de Segurança. 4. Perguntas e respostas para dúvidas na montagem do gerônimo das sondas – Elaborador e adaptado por: Franklin Liberato (técnico de Segurança) e André Schuster (Engenheiro de Pedroleo). 5. As ilustrações, foram retiradas do saite da GULIN e do Manual de operação do “GERÔNIMO”. 6. R-6 Anexo I.1 - Dispositivo trava-queda de segurança para proteção do usuário contra quedas em operações com movimentação vertical ou horizontal. 7. NR-18 18.23.3 - O cinto de segurança tipo pára-quedista deve ser utilizado em atividades a mais de 2,00m (dois metros) de altura do piso, nas quais haja risco de queda do trabalhador. 8. NR-18 18.23.4 - O cinto de segurança deve ser dotado de dispositivo trava-quedas e estar ligado a cabo de segurança independente da estrutura do andaime. 9. - OSHA 1910.268 – “Telecomunications” (g) (1) - Cintos de segurança e talabartes devem ser disponibilizados e o empregador deve assegurar seu uso quando o trabalho for realizado em posições maiores que 4 pés (1,20m) acima do piso, seja em plataformas ou sobre torres. 10. IOSH - Um lado desprotegido com 6 pés (1,80m) ou mais de desnível deve ser protegido contra queda usando um sistema com guarda-corpo ou rede de segurança ou um sistema individual de proteção contra-queda. 11. Manual de Perfuração – PETROBRAS – 1977 12. Fundamentos de Engenharia de Petróleo – 2001 13. Catálogos e apostilas de Cursos de Operador de Sonda de Produção e Perfuração da PETROBRAS. 14. PETROGUIA – PETROBRAS – Depto. de Perfuração.